УДК (622.323 + 6.22.324):621.313(075)

ББК 31.29

М 51

Рецензенты: кафедра “Автоматическое управление промыш-
ленными установками и технологическими процессами” Самар-
ского государственного технического университета; канд. техн,
наук Г.Р. Шварц

Меньшов Б.Г., Ершов М.С., Яризов А.Д.

М 51 Электротехнические установки и комплексы в
нефтегазовой промышленности: Учеб, для вузов. -
М.: ОАО “Издательство “Недра”, 2000.- 487с.; ил.

18ВЫ 5-247-03867-3

Изложены вопросы эксплуатации электротехнических ус-
тановок и комплексов, энергосбережения, расчета режимов и
процессов электротехнических систем, электро- и взрывобезо-
пасности. Описаны системы электропривода и электроснабже-
ния буровых установок, объектов обустройства промыслов, тех-
нологических установок магистрального транспорта нефти и га-
за, газоперерабатывающих заводов. Приведены анализ энерге-
тики технологических процессов и направления повышения
эффективности использования энергии в нефтяной и газовой
промышленности.

Для студентов нефтегазовых вузов, обучающихся по на-
правлению “Электротехника, электромеханика и электротех-
нология” и специальности “Электропривод и автоматика про-
мышленных установок и технологических комплексов”. Может
быть также полезна специалистам, занимающимся вопросами
эксплуатации электротехнических установок и комплексов в
нефтегазовой промышленности.

18ВМ 5-247-03867-3	© Б.Г. Меньшов, М.С. Ершов, А.Д. Яризов,

2000

© Оформление. ОАО “Издательство “Недра”,
2000
ПРЕДИСЛОВИЕ

Нефтегазовая промышленность является од-
ной из ведущих отраслей народного хозяйства страны.
Перед ней поставлена задача надежного и бесперебойно-
го снабжения энергоресурсами промышленности, транс-
порта и объектов бытового назначения. Решение этих
задач связано с необходимостью оснащения отрасли эко-
номичным, высокопроизводительным и надежным обору-
дованием, а также совершенствования технологии добы-
чи, транспорта и переработки углеводородного сырья.

В связи с широким развитием электрификации элек-
троустановки технологических объектов нефтегазовой
промышленности являются весьма важным звеном,
от которого в большой мере зависит нормальный ход
технологического процесса. Специфика электрооборудо-
вания этих объектов связана с тяжелыми условиями
эксплуатации, обусловленными большими перепадами
температур, высокой влажностью, возможностью образо-
вания взрывоопасных смесей, наличием агрессивных га-
зов. Существенное влияние оказывают также нестабиль-
ность нагрузки, концентрация больших мощностей, на-
личие протяженных линий электропередачи, колебания
напряжения в электрической сети при пуске агрегатов
большой единичной мощности. Указанные обстоятельства
обусловили необходимость создания для нефтегазовой
промышленности специализированного электрооборудо-
вания.

Предлагаемый учебник предназначен для отраслевой
специализации подготовки специалистов по эксплуата-
ции электрооборудования для нефтяной и газовой про-
мышленности. Для конкретных технологических устано-
вок рассмотрен комплекс средств, обеспечивающих
выработку (при отсутствии централизованного энерго-
снабжения), распределение, преобразование и использо-
вание электроэнергии, а также управление этими про-
цессами, что входит в понятие электротехнического ком-
плекса. Вместе с тем в учебник включен справочный
материал, необходимый в курсовом и дипломном проек-
тировании.

Учебник написан по материалам лекций, которые ав-
торы читают в течение многих лет в Российском госу-
дарственном университете нефти и газа им. И.М. Губки-
на для студентов, обучающихся по специальности
“Электропривод и автоматика промышленных установок
и технологических комплексов”. Базой для изучения ма-
териала учебника являются следующие дисциплины:
“Электрические машины”, “Основы и теория электро-
привода”, “Системы управления в электроприводе”,
“Типовые решения и техника современного электропри-
вода”, “Электрические сети и подстанции”,
“Электроснабжение, релейная защита и автоматика”.
Отдельные главы учебника могут быть полезны студен-
там технологических специальностей нефтегазовых ву-
зов.

Авторы выражают благодарность канд. техн, наук
А.В. Егорову и д-ру техн, наук И.В. Белоусенко, любезно
предоставившим материал для гл. 8 и 14 соответственно
и принявшим участие в их написании.

Авторы также выражают признательность рецензен-
там - начальнику Управления энергетики ОАО
“Газпром” канд. техн, наук Г.Р. Шварцу и коллективу
кафедры “Автоматическое управление промышленными
установками и технологическими процессами” Самарско-
го государственного технического университета за цен-
ные замечания, позволившие улучшить изложение мате-
риала, а также руководству ОАО “Газпром” за финансо-
вую помощь, обеспечившую выход книги в свет.
ВВЕДЕНИЕ

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК)
России - важнейшая составная часть экономики страны.
На начало 1998 г. он насчитывал более 2000 предприя-
тий, на которых трудилось более 2 млн. чел. (12 % от
числа занятых в промышленности). На долю ТЭК при-
ходится более трети общероссийского промышленного
производства.

В России доля нефти и газа в производстве энергоре-
сурсов достигла 80 %, из которых около 50 % приходится
на природный газ. Россия характеризуется самой большой,
не имеющей аналогов в мире долей газа в общем энерге-
тическом балансе страны. Эта ведущая роль обеспечена
газу на многие десятилетия.

В 1995 г. Указом Президента Российской Федерации
и постановлением Правительства утверждена “Энерге-
тическая стратегия России”, где в качестве основных
задач намечено:

осуществить структурную перестройку ТЭК путем
увеличения доли газа в суммарном производстве топлив-
но-энергетических ресурсов, расширения использования
газа в экологически неблагоприятных промышленных
центрах;

расширить влияние газовой промышленности на эко-
номическую и энергетическую интеграцию стран СНГ;

укрепить связи России с партнерами мирового энер-
гетического рынка с целью создания единого евразиат-
ского рынка газа и др.

Согласно программе, добыча природного и попутного
газа должна быть не меньше 600 млрд, м3 в 2000 г. и 740
млрд, м3 в 2010 г., а при благоприятных условиях соот-
ветственно - 750 и 860 млрд. м3.

Для выполнения поставленных задач в нашей стране
имеются объективные условия: на ее долю приходится
33 % разведанных и свыше 40 % прогнозируемых ресур-
сов газа планеты. В России - крупнейший в мире
шельф внутренних и окраинных морей общей площадью
5,2 млн. км2, из которых 4 млн. км2 (77 %) перспективны
на нефть и газ.

Ускоренное развитие нефтегазовой промышленности
является одним из важнейших направлений научно-
технического прогресса и подъема производительных
сил страны. Нефть и газ - это не только эффективные
энергоресурсы, но и важнейшее средство решения мно-
гих сложных социальных и экономических проблем.

Подавляющая часть предприятий газовой промышлен-
ности России сосредоточена в ОАО “Газпром”, которому
принадлежат почти все магистральные газопроводы и
на долю которого приходится 94 % добычи газа. На на-
чало 1995 г. в ОАО “Газпром” находились в эксплуата-
ции: 140 750 км магистральных газопроводов и отводов,
в том числе 88 025 км газопроводов большого диаметра
(1020, 1220 и 1420 мм); компрессорные станции с сум-
марной мощностью газоперекачивающих агрегатов (ГПА)
38,3 млн. кВт, из них с газотурбинным приводом -
32,7 млн. кВт (85,5 %) и с электроприводом - 5,2 млн.
кВт (13,5 %); 23 подземных хранилища газа суммарной
активной вместимостью 71 млрд. м3.

Функционирует уникальная, не имеющая аналогов в
мире единая система газоснабжения (ЕСГ), включающая
в единый комплекс магистральные газопроводы и под-
земные хранилища газа; значительная часть ее сооруже-
на на севере Западной Сибири в районах со сложными
климатическими условиями, включая многолетнюю мерз-
лоту.

В последние годы развитие газовой промышленности
происходило за счет использования сырьевой базы мес-
торождений-гигантов на основе кустов высокодебитных
скважин (более 1 млн. м3/сут на скважину, 5-8 млн.
м3/сут на куст), применения высокопроизводительных
установок комплексной подготовки газа (УКПГ) мощнос-
тью 15-20 млрд. м3/год. В РФ 77,7 % добычи газа обеспе-
чивалось тремя месторождениями-гигантами - Медвежь-
им, Уренгойским и Ямбургским. Однако в связи с исчер-
панием их запасов начата разработка менее крупных
месторождений. Освоение малых месторождений являет-
ся важным направлением сбережения запасов газа, со-
держащихся в уникальных и крупных месторождениях,
что позволит продлить сроки их эксплуатации.

Перспективы развития газовой промышленности свя-
зываются с освоением на полуострове Ямал Бованенков-
ского, Харасавэйского и Крузенштерновского месторож-
дений. Намечено строительство газопровода полуостров
Ямал - Европа протяженностью 5350 км (до границы
Германии) с пропускной способностью к 2010 г. 65 млрд.
м3/год (две нити газопровода диаметром 1420 мм на дав-
ление 8,4 МПа). Начато также освоение Штокмановского
газоконденсатного месторождения с разведанными запа-
сами около 3 трлн, м3 газа на шельфе Баренцева моря.
Месторождение расположено северо-восточнее Мурман-
ска на глубине моря до 350 м. АО “Росшельф” получило
лицензию на добычу газа и конденсата и совместно с
ОАО “Газпром” ведет проектные и научно-исследова-
тельские работы. Эксплуатация этого месторождения поз-
волит накопить опыт разработки морских месторождений
на больших глубинах моря.

Нефтяная промышленность в настоящее время пред-
ставлена рядом специализированных нефтедобывающих
компаний, важнейшими из которых являются ЛУКойл,
ЮКОС, СИДАНКО, Сургутнефтегаз, Татнефть, Баш-
нефть, Роснефть, Тюменская НК, Восточная НК,
ОНАКО и др.

Транспорт нефти по магистральным трубопроводам осу-
ществляется государственной компанией “Транснефть”.

Добычи нефти в России сосредоточена в 28 нефтедо-
бывающих районах, причем на долю Тюменской области
приходится две трети общероссийской добычи нефти.

Протяженность магистральных нефтепроводов, соеди-
няющих практически все районы добычи нефти России с
центрами переработки и экспортными терминалами,
ориентировочно составляет 46,8 тыс. км. Технологичес-
кий процесс перекачки нефти обеспечивают 395 нефте-
перекачивающих станций и резервуарные парки общей
вместимостью 12,8 млн. м3.
Нефтяная и газовая отрасли промышленности, явля-
ясь основными производителями и поставщиками энерго-
ресурсов, в то же время относятся к крупным потребите-
лям электроэнергии. В 1995 г. потребление электроэнер-
гии в газовой промышленности составило 18 млрд. кВт-ч.
На транспорт газа израсходовано 80 % потребляемой
электроэнергии, а также около 60 млн. м3 газа. Энерго-
емкость отдельных технологических процессов нефтяной
промышленности составляет, %: добыча нефти - 42,7;
транспорт нефти - 40,2; бурение скважин - 2,8; прочие
потребители - 14,3.

Наиболее энергоемкими являются технологические
процессы добычи и транспорта углеводородного сырья, в
связи с чем вопросам снижения их энергоемкости долж-
но уделяться особое внимание.

В отличие от прежней ориентации на крупномас-
штабное наращивание производства энергоресурсов, в
“Энергетической стратегии России” сделан упор на эф-
фективность энергопотребления и энергосбережения. Рос-
сия обладает огромным потенциалом энергосбережения
(40~45 % от энергопотребления страны), при этом по-
тенциал экономии газа оценивается в 22-23 %, нефти -
20 %, электроэнергии - 23 %.

Значительная экономия электроэнергии может быть
достигнута при оснащении технологических установок ре-
гулируемым электроприводом. Его применение обеспечи-
вает сокращение потребления электроэнергии на 25-35 %,
высокий КПД (не менее 0,96), срок службы более 25
лет, высокую надежность и долговечность работы техно-
логических установок транспорта углеводородного сырья,
создает условия для неограниченного числа запусков-
остановок агрегатов из горячего и холодного состояния.

Практически нет альтернативы регулируемому элект-
роприводу для технических средств освоения континен-
тального шельфа.

В соответствии с прогнозом научно-технического раз-
вития ОАО “Газпром” до 2015 г. для замены действую-
щих газотурбинных компрессорных станций (КС) с аг-
регатами, выработавшими моторесурс, предусматривается
установка электроприводных газоперекачивающих агре-
гатов мощностью 12 500 кВт (295 шт.), 6300 кВт (207 шт.)
и 2500 кВт (14 шт.). На период до 2030 г. общая потреб-
ность в регулируемых электроприводах агрегатов со-
ставляет 155 шт., из них мощностью 12 500 кВт - 76 шт.,
6300 кВт - 65 шт., 2500 кВт - 14 шт.

В результате внедрения регулируемого электроприво-
да и других мероприятий отрасль должна снизить
удельную энергоемкость своих газопроводов на 30-50 %,
что будет соответствовать уровню, достигнутому в пере-
довых зарубежных газотранспортных компаниях.

Электроснабжение предприятий нефтяной и газовой
промышленности осуществляется в основном от внешних
источников. Однако рост стоимости электроэнергии, по-
лучаемой от промышленных сетей, и стоимости строи-
тельства линий электропередачи, особенно в тяжелых
климатических условиях Заполярья, сделали целесооб-
разной реализацию программы “малой энергетики”. На
первом этапе по этой программе предусматривается
строительство автономных электростанций в газодобы-
вающих районах (Заполярная и Бованенковская газотур-
бинные электростанции), а на следующем этапе - со-
оружение электростанций на КС новых магистральных
газопроводов.

Прогрессирующее старение основных фондов нефтя-
ной и газовой промышленности приводит к значительно-
му снижению производительности и росту числа аварий.
Часто оборудование нуждается в замене не только из-за
физического износа, но и вследствие морального старе-
ния. Все большая часть газопроводов приближается к
исчерпанию нормативного срока службы - 33 годам
(после 2025 г. - практически все газопроводы).

В связи с этим в нефтяной и газовой промышленнос-
ти намечается реконструкция эксплуатируемого оборудо-
вания, в том числе и энергохозяйства. Основные на-
правления и цели реконструкции заключаются в следу-
ющем:

материале- и энергосбережение в транспорте, хране-
нии и добыче углеводородного сырья;

обеспечение экологических требований по ликвидации
выбросов вредных веществ в окружающую среду;
увеличение глубины довыработки месторождений уг-
леводородного сырья и полноты извлечения сопутствую-
щих компонентов;

расширение ареала добычи углеводородного сырья с
вовлечением в разработку месторождений морского
шельфа и малых месторождений;

стабилизация работы транспортных систем путем
всемерного развития сети подземных хранилищ газа;

повышение надежности оборудования и вследствие
этого увеличение межремонтных периодов в 2-3 раза.

Таким образом, основой научно-технической политики
в период реконструкции является переоснащение техно-
логических установок нефтяной и газовой промышленно-
сти оборудованием нового поколения, характеризующим-
ся высоким уровнем надежности, энергосбережения, ав-
томатизации, технологического ресурса и экологической
безопасности.
ОБЩИЕ ВОПРОСЫ
ОРГАНИЗАЦИИ,
ЭКСТИУАТАЦ11ЦЦ ВЫБОРА
КОН(ЛРУКП1ВНОГО
ИСПОЛНЕНИЯ

ЭЛЕКГРОТЕХШГЧЕ СКОГО
ОБОРУДОВАНИЯ,
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

ГЛАВА И КОМПЛЕКСОВ

ПРСИ\РТШЛЕНШГ\ПРЕДПР1ЕЯТ1Ш

11 ОРГАНИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ
ЭЛЕКТРОХОЗЯЙСТВОМ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ

В связи с II ироким развитием электрифнвдцнв
промылмешЕасгн важным звонам, 11 значительной стшенн оп-
ределяющим работу щммы ел ленного предприятии являются
злсктроугтпновкн. На предприятиях нефтяной и газовой п ро-
мы н мои пости ст надежности алектротехшЕчесннх систем зави-
сит нс ними» выпуск продукции. ко и безопасность ру.л, со-
.фноденпе .оюлси и чес.них пары и ..е.

Эксплуатация злсктроустдвовок должна осу шести лятьсд с
МИНИМАЛЬНЫМИ МчЗГСрМЙЛЬПЫМН ЕЕ ТрудОвым Е| АЙГраТЙМ||ч а Е|рО-
нвнелетнейпая программа выполняться нутом совершенствова-
ния гехно логических процессе® при ъа|[мейъ!1[см расходе -’.н-
Кц'||'аНОрГ1ЕП.

Д-Ня решения указанных задач необходимо органнздвдть
правильную зкеплуатацню алектроустановая. Этр 1н.к.1.ннЕ1гг 1га
>ЕЕСрИ,1111(Ои Пром Ы1Н. I ЕЧ1ЛЫХ 11ро.111рнн III л оеейую отчете I не II
ност'ь за обеспечение надежной, бёзлвлрлйноН к экономпчлеЛ
работы элсктроусгано1юк. своевременное выявлен не и устране-
ние 111чи11р;н111ос ген 15 их работе.

йд(Й из условий Е1рапильнйго веден ня .. еьгр()л<кин1Е’ нее
промышленных предприятии - четкая структура управления.
В настоящее время на промышленных предприятиях применя-
ются две основные системы управления электрохозяйством:
система децентрализованного управления и система централи-
зованного управления.

При системе децентрализованного управления электрохо-
зяйством электроустановки находятся в ведении того производ-
ственного цеха, где они установлены. Обслуживание их и
планово-предупредительный ремонт выполняются эксплуата-
ционным персоналом этого цеха. Эксплуатационный энергети-
ческий персонал состоит в штате производственного цеха, ад-
министративно подчинен начальнику цеха. Ответственность за
состояние и обслуживание внутрицеховых электроустановок
несут начальник цеха, механик и энергетик (электрик) цеха.
Разграничение конкретной ответственности за состояние элек-
трохозяйства и эксплуатацию его между электротехнической
службой цехов и главным энергетиком предприятия устанав-
ливается приказом по предприятию.

Ответственность за соблюдение режимов работы электроус-
тановок и рациональное использование электроэнергии в це-
хах, своевременную подготовку и предъявление электроустано-
вок органам Главэнергонадзора, проведение текущих ремонтов
и ревизий, а также своевременную выдачу в планово-
предупредительный ремонт (ППР) электрооборудования, нахо-
дящегося в эксплуатации цеха, несут начальники и энергетики
(электрики) соответствующих цехов.

Технический надзор за обслуживанием и планово-преду-
предительным ремонтом электроустановок в производствен-
ных цехах, а также технический инструктаж эксплуатационно-
го энергетического персонала этих цехов осуществляется отде-
лом главного энергетика предприятия. Следовательно, в тех-
ническом отношении весь эксплуатационный энергетический
персонал в цехах, включая и энергетика (электрика), обязан
выполнять распоряжения главного энергетика предприятия.

Объекты электрохозяйства общезаводского назначения, на-
пример электростанции, главные понизительные подстанции,
центральные распределительные пункты, воздушные линии
(ВЛ) напряжением выше 1000 В, внутризаводские магистраль-
ные электросети, компрессорные и насосные станции, а также
электроремонтный цех, находятся в ведении главного энерге-
тика предприятия.

Система децентрализованного управления электрохозяйст-
вом преобладает на крупных и частично средних предприяти-
ях следующих отраслей промышленности: металлургической,
12
угольной, химической, нефтегазовой, машиностроительной,
имеющих большее количество технологических цехов.

При системе централизованного управления электрохозяй-
ством текущий и капитальный ремонты всех электроустановок
предприятия, а также изготовление запасных частей произво-
дятся в централизованном порядке электроремонтным цехом
или электроремонтной мастерской, входящей в состав элект-
роцеха.

Эксплуатация и ремонт всех электроустановок предприятия,
как общезаводского назначения, так и находящихся в произ-
водственных цехах, находятся в ведении одного электроцеха
(или энергоцеха), подчиненного главному энергетику предпри-
ятия. Электротехнический персонал всего предприятия техни-
чески и административно подчинен главному энергетику. Цен-
трализованная система находит применение, как правило, на
мелких предприятиях. К недостаткам такой системы следует
отнести сложность управления большим количеством электро-
технического персонала и снижение ответственности техноло-
гического персонала за соблюдение условий эксплуатации эле-
ктрооборудования .

При системе как децентрализованного, так и централизо-
ванного управления общие вопросы ведения электрохозяйства
(планирование расхода электроэнергии и отчетность, разра-
ботка норм удельных расходов электроэнергии и контроль за
их выполнением, установление режима работы электроустано-
вок, составление электробаланса и др.) входят в функции от-
дела главного энергетика.

Выбор той или иной системы управления электрохозяйст-
вом зависит от объема и мощности предприятия, размера про-
изводственных цехов, количества и мощности установленных в
них электроприемников, территориальной разобщенности це-
хов предприятия, характера технологичекого процесса произ-
водства и др.

Согласно СН 174-74, предприятия делятся на мелкие с
установленной мощностью электроприемников до 5 МВт, сред-
ние - 5~75 МВт, крупные - 75 МВт и выше.

Система централизованного управления наиболее приемле-
ма для мелких и части средних предприятий, однако есть
примеры ее использования и на крупных предприятиях.

На рис. 1.1 приведена схема централизованного управления
энергохозяйством. Все электроустановки предприятия (под-
станции, магистральные электрические сети и т.д.), а также
общезаводские электроустановки находятся в ведении электро-
цеха, который подчинен главному энергетику предприятия.
Главный инженер

_________I

Начальник
паросилового цеха

I

Начальник
электроцеха

-------1_________

Начальник связи
и сигнализации

Участок подстанции и обще- заводских электро- установок	Участок магист- ральных электро- сетей	Электро- лабора- тория

Электро-
ремонтный
цех

Испытатель-
ный стенд

Монтажный
участок

□__________

Тепловые и сантехнические
службы ОГЭ

I___________

Эксплуатационные участки
производственных цехов

Рис. 1.1. Схема централизованного управления энергохозяйством
При этой системе электрохозяйство производственных цехов
разбивается на несколько эксплуатационных участков. В каж-
дый эксплуатационный участок входят один или несколько
производственных цехов. Во главе такого эксплуатационного
участка стоит начальник участка или мастер (в зависимости от
характера и сложности электроустановок), подчиненный на-
чальнику электроцеха.

Управление электрохозяйством предприятия в целом на-
равне с прочими видами энергохозяйства (пар, сжатый воздух,
газ, водоснабжение, канализация и т.д.) на крупных и средних
предприятиях по системе как децентрализованного, так и цен-
трализованного управления возглавляется главным энергети-
ком предприятия, который подчинен непосредственно главному
инженеру предприятия; на крупных предприятиях он также
является заместителем главного инженера по всем вопросам
эксплуатации энергетического оборудования и рационального
использования энергетических ресурсов. Однако есть отдель-
ные предприятия, на которых главный энергетик подчинен
главному механику предприятия. Это мелкие и частично сред-
ние предприятия. На таких предприятиях обычно нет должно-
сти главного энергетика и электрохозяйство возглавляет глав-
ный механик, а обязанности главного энергетика выполняет
заместитель главного механика по электрохозяйству. На мел-
ких предприятиях все объекты энергохозяйства обычно экс-
плуатируются только энергоцехом, начальник которого подчи-
нен главному механику. Схема такого управления энергохозяй-
ством на мелких предприятиях приведена на рис. 1.2.

Рис. 1.2. Схема управления энергохозяйством на мелких промышленных пред-
приятиях
Рис. 1.3. Схема децентрализованного управления энергохозяйством предприятия

Для крупных предприятий, где остальные цехи являются,
по существу, заводами малой или даже средней мощности, на-
иболее целесообразным является применение схемы децентра-
лизованного управления электрохозяйством (рис. 1.3).

На предприятиях различных отраслей промышленности
существуют разнообразные схемы управления электрохозяйст-
вом, зависящие от ряда местных условий.

В соответствии с правилами технической эксплуатации
электроустановок потребителей структура энергетического хо-
зяйства предприятий не регламентируется, а устанавливается
руководителем предприятия на основании типового положения,
утвержденного вышестоящей организацией.

На большинстве промышленных предприятий главный
энергетик наряду с техническим руководством эксплуатацией
электроустановок всех видов осуществляет также администра-
тивно-техническое руководство эксплуатацией головных транс-
форматорных и преобразовательных подстанций, магистраль-
ных и распределительных электросетей напряжением выше
1000 В, электроремонтным цехом, службой надежности эксплу-
атации электроустановок, электролабораторией и службой ре-
лейной защиты и автоматики.

Для более полного представления об организованной струк-
туре управления электрохозяйством крупного промышленного
предприятия ниже приведены основные обязанности, права и
ответственность главного энергетика.

Обязанности главного энергетика
промышленного предприятия
по электрохозяйству

Главный энергетик обязан обеспечить:

бесперебойное снабжение предприятия электроэнергией,
надежную, экономичную и безопасную работу всех электроус-
тановок предприятия в соответствии с ГОСТ 13379-77 и дейст-
вующими правилами;

разработку и внедрение мероприятий по экономии электро-
энергии, снижению удельных норм на единицу продукции, а
также мероприятий по повышению качества электроэнергии и
улучшению коэффициента мощности;

разработку и внедрение современной техники и научных ме-
тодов организации труда при эксплуатации электроустановок;

организацию и своевременное проведение планово-предупре-
дительного ремонта и профилактических испытаний электро-
установок, а также приемку их из ремонта;

систематический надзор за техническим состоянием и экс-
плуатацией электроустановок;

внедрение в электрохозяйство автоматики, телеуправления
электроустановками, а также автоматизированных систем уп-
равления технологическими процессами производства;

составление актов о разграничении сфер обслуживания и
эксплуатации электроустановок с электроснабжающей органи-
зацией;

расследование аварий и несчастных случаев, происшедших
на электроустановках;

разработку и осуществление противоаварийных мероприя-
тий;

приемку в эксплуатацию вновь смонтированных и реконст-
руированных электроустановок в соответствии с утвержденным
проектом и действующими Правилами устройства электроуста-
новок (ПУЭ), Правилами техники безопасности при эксплуа-
тации электроустановок потребителей и Правилами эксплуа-
тации электроустановок потребителей;

контроль за рациональным использованием электроэнергии
в цехах предприятия;

выполнение установленных планов и режимов электропо-
требления, предложенных энергосистемой;

организацию учета электроэнергии, ведение установленной
отчетности и своевременное ее представление вышестоящим
организациям;

проведение мероприятий по регулированию суточного гра-
фика нагрузки предприятия;

организацию обучения, инструктирование и периодическую
проверку знаний персонала, эксплуатирующего электроуста-
новки;

обмен опытом работы с другими родственными предприяти-
ями данной отрасли промышленности с целью улучшения экс-
плуатации электрооборудования и экономии электроэнергии;

комплектацию действующего электрооборудования запасны-
ми частями и ремонтными материалами;

разработку норм аварийного запаса материалов и норм тех-
нически необходимого резерва электротехнического оборудова-
ния для проведения системы ППР;

своевременное представление вышестоящим организациям
обоснованных расчетом заявок на количество электроэнергии,
необходимое предприятию, а также на материалы для эксплуа-
тации и ремонта электрооборудования;

разработку технических заданий на проектирование нового
и реконструкцию действующего электрооборудования и элект-
росетей предприятия;

выдачу технических заключений по проектам нового строи-
тельства, расширения и реконструкции предприятия и элект-
ротехнической части;

контроль за качеством проведения электромонтажных работ;

хранение исполнительных чертежей электроустановок и
систематическую корректировку этих чертежей;

участие своих представителей в комиссиях по разработке
планов реконструкции и перспективного развития электрохо-
зяйства предприятия в соответствии с общим ростом производ-
ства;

составление титульных списков на производство капиталь-
ного ремонта и реконструкцию электротехнического оборудо-
вания, а также планов финансирования ремонта электрообору-
дования, электросетей и подстанций;
разработку должностных производственных инструкций по
эксплуатации электроустановок в соответствии с действующи-
ми правилами;

подготовку электрохозяйства к работе в осенне-зимний пе-
риод;

работу по рационализации в подчиненных цехах и службах
энергохозяйства и реализацию принятых предложений;

учет инвентарного наличия и движения электрооборудова-
ния по предприятию;

предъявление рекламаций заводам-изготовителям или мон-
тажным организациям на каждый случай повреждения элект-
ротехнического оборудования, происшедшего по вине заводов-
изготовителей или монтажных организаций;

представление к премированию рабочих и инженерно-
технических работников (ИТР) производственных и вспомога-
тельных цехов за достижение высоких энергетических показа-
телей по предприятию в соответствии с утвержденным поло-
жением;

организацию медицинского освидетельствования работников,
эксплуатирующих электроустановки;

проведение организационно-технических мероприятий по
снижению травматизма и созданию безопасных условий труда
для эксплуатационного энергетического персонала, а также
инструктаж и обучение персонала безопасным методам работы,
контроль за выполнением правил техники безопасности;

снижение затрат на эксплуатацию, в том числе и на ремонт
электроустановок;

правильный подбор и расстановку кадров эксплуатационно-
го и ремонтного персонала.

Основные права главного энергетика
по электрохозяйству

Главному энергетику предоставляется право:

отдавать распоряжения начальникам подчиненных ему энер-
гетических и эксплуатационных служб;

утверждать планы работ подразделений отдела главного
энергетика;

отключать с ведома и после предупреждения цеховой адми-
нистрации электроустановки, требующие срочного ремонта
или не отвечающие требованиям действующих правил;

давать указания начальникам производственных цехов и
служб предприятия по вопросам эксплуатации электроустано-
вок и рационального потребления электроэнергии;

запрещать ввод в эксплуатацию вновь смонтированных элек-
троустановок, не удовлетворяющих требованиям действующих
правил;

расследовать и составлять акты на все случаи нарушения
ПТЭ, ПТБ, требований противопожарной безопасности, а так-
же нерационального использования электроэнергии цехами и
службами предприятия;

расследовать каждый случай аварии или брака в работе
электроустановок, составлять акты с указанием конкретных
причин и виновников, совершивших аварии или допустивших
брак в работе;

устанавливать режимы работы электроустановок производ-
ственным цехам и службам с утверждением их директором или
главным инженером предприятия;

при нарушении цехами и службами режимов электропо-
требления и во избежание отключения предприятия от сетей
энергосистемы давать указания о немедленном снижении на-
грузки; при невыполнении этого указания принудительно ог-
раничивать электропотребление до установленных режимов;

разрабатывать и утверждать должностные положения и по-
ложения о цехах отдела главного энергетика;

разрабатывать и после согласования с технической инспек-
цией профсоюза утверждать местные эксплуатационные инст-
рукции для персонала, обслуживающего электроустановки, с
учетом характера производства, особенностей оборудования и
технологии;

требовать от отдела снабжения предприятия своевременного
и полного обеспечения электроустановок материалами и запас-
ными частями, необходимыми для их эксплуатации, в том чис-
ле и для ремонта;

разрешать увеличение потребляемой электроустановками
мощности, замену электродвигателей и обмен электрооборудо-
вания между цехами предприятия;

производить в установленном порядке подбор и расстановку
кадров энергетического персонала отдела главного энергетика
и подчиненных ему цехов;

контролировать выполнение всех приказов и распоряжений
по предприятию, касающихся эксплуатации электроустановок
и режимов электропотребления, а также развития и реконст-
рукции электроустановок предприятия;

представлять предприятие во всех внешних организациях
по вопросам электроснабжения и технического состояния элек-
трохозяйства;

приглашать с разрешения директора предприятия для экс-
пертизы, консультаций, обследований и проведения испытаний
специалистов из научно-исследовательских организации по
важным вопросам эксплуатации электроустановок;

представлять предложения директору или главному инже-
неру предприятия о лишении или сокращении премии руково-
дящим и инженерно-техническим работникам предприятия за
нарушения ПТЭ электроустановок потребителей, ПТБ и про-
изводственных инструкций, а также за нерациональное расхо-
дование электроэнергии.

Главный энергетик на крупных предприятиях назначается
и освобождается приказом директора предприятия по согласо-
ванию с министерством.

Ответственность главного энергетика
за состояние электрохозяйства

Главный энергетик несет ответственность за:

организацию бесперебойного электроснабжения цехов и
служб предприятия, надежную, безопасную и экономичную
работу всех электроустановок предприятия;

разработку и внедрение мероприятий по экономии электро-
энергии, снижению удельных норм расходов электроэнергии
на единицу продукции, а также улучшению качества электро-
энергии и компенсации реактивной мощности;

организацию и своевременное проведение системы планово-
предупредительного ремонта, включая и профилактические
испытания электроустановок;

техническое состояние и технико-экономические показатели
работы всех электроустановок предприятия;

внедрение современной техники и технологии в электрохо-
зяйство предприятия;

выполнение организационно-технических мероприятий по
созданию безопасных методов работы эксплуатационного пер-
сонала на электроустановках предприятия;

обеспечение обслуживания электроустановок персоналом
требуемой квалификации;

организацию обучения, инструктаж и периодическую
проверку знаний персонала, обслуживающего электроуста-
новки;

организацию учета и анализа аварийности, а также выпол-
нение противоаварийных мероприятий;

организацию учета электроэнергии, ведение установленной
отчетности и своевременное ее представление вышестоящим
организациям по установленным формам;

выполнение установленных предприятию планов и соблю-
дение режимов электропотребления;
проведение мероприятии по регулированию суточного гра-
фика нагрузки предприятия;

соблюдение оперативной диспетчерской дисциплины в со-
ответствии с действующими правилами и предписаниями
представителей органов энергетического надзора;

качество и своевременное выполнение всех ремонтных ра-
бот электроремонтным цехом;

проведение работ по обмену опытом с другими родственны-
ми предприятиями;

обеспечение действующего электрооборудования запасными
частями и ремонтными материалами;

своевременное представление вышестоящим организациям
обоснованных расчетом заявок на электроэнергию, электрообо-
рудование и материалы;

обеспечение эксплуатационного персонала производствен-
ными инструкциями по эксплуатации электроустановок;

организацию работ по изобретательству и рационализации
в электрохозяйстве предприятия;

проведение работ в электрохозяйстве предприятия по под-
готовке к осенне-зимнему максимуму;

правильный подбор и расстановку кадров эксплуатационно-
го и ремонтного персонала предприятия;

своевременное развитие энергохозяйства предприятия;

рациональное и экономное расходование денежных средств,
материалов и запасных частей, выделенных для производст-
венной и хозяйственной деятельности энергетических цехов,
служб и отдела главного энергетика в целом;

широкое внедрение в технологические процессы автомати-
ческих систем управления промышленными установками.

На крупных предприятиях для обеспечения оперативного
руководства работой энергетических установок по образцу энер-
госнабжающих систем создаются диспетчерские службы. В обя-
занности диспетчерской службы входит круглосуточное опера-
тивное руководство эксплуатацией энергоустановок и контроль
за рациональным режимом энергопотребления отдельных це-
хов, участков и завода в целом. Диспетчерская служба во главе
со старшим диспетчером подчиняется главному энергетику
предприятия.

На крупных, а иногда и средних предприятиях для про-
изводства пусконаладочных работ и испытаний организуются
энергетические (электротехнические) лаборатории, которые
подчиняются главному энергетику предприятия и выполняют
эти работы по заявкам энергетических и производственных
цехов.
Выбирая структуру управления электрохозяйством, руково-
дители промышленных предприятий должны учитывать, что
правильный выбор системы управления является одним из
главных условий рационального ведения электрохозяйства.
Поэтому при выборе и утверждении схем управления электро-
хозяйством необходимо проводить детальный анализ сущест-
вующих схем управления, что позволит выбрать наиболее эко-
номичную и эффективную схему управления электрохозяйст-
вом для конкретной отрасли промышленности.

1.2.	ВЗАИМООТНОШЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ
С ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИЕЙ

1.2.1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Взаимоотношения промышленного предприятия с
энергоснабжающей организацией регламентируются Правила-
ми пользования электрической и тепловой энергией и другими
нормативными документами.

Согласно Правилам, пользование электрической энергией
допускается только на основании договора, заключенного меж-
ду энергоснабжающей организацией и промышленным пред-
приятием, установки которого непосредственно присоединены
к сетям энергоснабжающей организации. К типовому договору
прилагается акт разграничения балансовой принадлежности
электросетей и эксплуатационной ответственности сторон.

Промышленное предприятие, имеющее типовой договор с
энергоснабжающей организацией, может присоединять к своим
сетям электроустановки напряжением до 1000 В в пределах
мощности, указанной в договоре, без дополнительного разре-
шения энергоснабжающей организации, а выше 1000 В - толь-
ко с разрешения энергоснабжающей организации. Отпуск эле-
ктроэнергии промышленным потребителям производится по
планам электропотребления, утвержденным в установленном
порядке.

Взаимоотношения промышленного предприятия с энерго-
снабжающей организацией предусматривают решение ряда
вопросов, которые условно делятся на две группы: юридически -
правовые и оперативно-диспетчерские.

К первой группе относят:
регламентацию присоединения электроустановок потреби-
телей к электрическим сетям энергосистемы;

разграничение балансовой принадлежности оборудования и
сетей и эксплуатационной ответственности между потребите-
лями и энергосистемой;

определение порядка допуска персонала энергосистемы к
электроустановкам потребителей;

выбор тарифов и системы расчетов за электропотребление;

определение условий электроснабжения потребителей в пе-
риоды возникновения дефицита мощности или энергии в энер-
госистеме;

определение прав и ответственности энергосистемы и по-
требителей за надежность электроснабжения, качество элект-
роэнергии и соблюдение правил пользования ею.

Юридически-правовые отношения придают юридическую
силу условиям, определенным из технико-экономических рас-
четов:

техническим условиям на присоединение электроустановок
потребителей к энергосистеме;

уровню надежности и экономичности эксплуатации элект-
роустановок потребителей;

оптимальному уровню компенсации реактивной мощности и
оптимальных режимов работы компенсирующих устройств;

схемам размещения приборов учета и контроля качества
электроэнергии;

оптимальным режимам электроснабжения потребителей при
нормальных и аварийных условиях функционирования энерго-
системы.

Ко второй группе относятся вопросы текущего управления
режимами работы с целью обеспечения:

электроснабжения потребителей в соответствии с требуемой
надежностью;

нормальных условий эксплуатации и ремонта оборудования,
сетей и приборов энергосистемы и потребителей;

нормированных ГОСТ 13109-87 показателей качества элек-
троэнергии;

экономических режимов работы энергосистемы и электроус-
тановок потребителей;

разгрузки энергосистемы для обеспечения ее устойчивос-
ти при возникновении дефицита мощности или энергоресур-
сов.

В целом координация взаимоотношений между энергосисте-
мой и потребителями осуществляется предприятиями Энерго-
надзора.
Основными задачами и функциями Энергонадзора, связан-
ными с электропотреблением, являются:

осуществление контроля за рациональным использованием
электроэнергии и выполнением заданий по ее экономии;

обеспечение строгого контроля за соблюдением потребите-
лями дисциплины по лимитам и режимам электропотребления;

организация и совершенствование учета отпускаемой потре-
бителям электроэнергии и мощности;

реализация электроэнергии в соответствии с утвержденны-
ми планами по действующим тарифам;

осуществление надзора за разработкой, утверждением и со-
блюдением потребителями норм расхода электроэнергии;

согласование и распределение месячных планов потребле-
ния электроэнергии;

установление потребителям лимитов мощности;

участие в составлении графиков ограничений и аварийных
отключений потребителей и контроль за их выполнением;

разработка мероприятий по регулированию мощности по-
требителей;

выполнение расчетов за потребляемую электроэнергию;

контроль показателей качества электроэнергии на границе
балансовой принадлежности электрических сетей энергоснаб-
жающей организации и потребителя;

установка, замена, ремонт, регулирование и испытание
приборов учета потребления электроэнергии;

внедрение и эксплуатация автоматизированных информаци-
онно-измерительных систем учета и контроля электроэнергии.

1.2.2.	ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

НА ПРИСОЕДИНЕНИЕ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Промышленное предприятие или по его поруче-
нию проектная организация до составления задания на проек-
тирование новых или расширение существующих объектов,
требующее изменения схемы внешнего электроснабжения, обя-
зано получить от энергоснабжающей организации разрешение
и технические условия на присоединение объекта к сетям
энергоснабжающей организации. Технические условия на при-
соединение выдает энергоснабжающая организация после по-
лучения от промышленного предприятия или проектной орга-
низации сведений о размещении электроустановок на площад-
ке строительства, характеристики намечаемого к сооружению
объекта, данных об электронагрузках и потреблении электро-
энергии по годам планируемого периода, о требованиях по на-
дежности электроснабжения (указание категории и группы) и
других специфических требованиях, обеспечивающих беспере-
бойное электроснабжение промышленного предприятия.

В технических условиях энергоснабжающей организации ука-
зываются: точки присоединения (подстанция, электростанция
или линия электропередачи); напряжение, на котором должны
быть выполнены питающие объект воздушные или кабельные
линии; ожидаемый уровень напряжения в точках присоедине-
ния; расчетные токи КЗ; требования к релейной защите, авто-
матике, связи, изоляции и защите от перенапряжения; требо-
вания к компенсации реактивной мощности; требования к ор-
ганизации учета электроэнергии; специальные требования к
установке стабилизирующих устройств и приборов контроля
качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-87; спи-
сок субабонентов, подключаемых к сети потребителя, с указа-
нием основных перспективных данных об их нагрузках и по-
треблении электроэнергии. Выполнение технических условий,
выданных энергоснабжающей организацией, является обяза-
тельным для потребителей, заказчиков и проектных организа-
ций, которым поручается разработка проекта энергоснабжения.

В зависимости от объема и сложности работ срок действия
технических условий устанавливается энергоснабжающей ор-
ганизацией. Этот срок должен быть не менее срока, необходи-
мого для проектирования и строительства предприятия, его
очереди или отдельного производства и определенного в соот-
ветствии с действующими нормами продолжительности строи-
тельства.

Присоединение к электросетям промышленного предприя-
тия электроемких потребителей (электропечей, электронагре-
вательных аппаратов и других устройств единичной мощнос-
тью 1000 кВт и выше) до начала проектирования согласовыва-
ется с соответствующими организациями РАО “ЕЭС России” в
порядке, устанавливаемом действующими инструкциями. Уст-
ройство новых, расширение и реконструкция действующих
электроустановок промышленных предприятий осуществляют-
ся силами и средствами потребителей. Если сооружение но-
вых, расширение и реконструкция действующих подстанций и
электросетей энергоснабжающей организации не предусмотре-
ны планами капитального строительства энергоснабжающей
организации, а обусловлены появлением новых или увеличе-
нием мощностей действующих электроустановок промышлен-
ных предприятий, электротехнические сооружения должны
выполняться силами и средствами промышленных предприя-
тий. До пуска электроустановок в эксплуатацию монтажная
организация совместно с потребителем обязана провести ис-
пытание и приемку (по акту) вновь смонтированного электро-
оборудования в соответствии с действующими Правилами, по-
сле чего потребитель предъявляет электроустановку инспекто-
ру Энергосбыта энергоснабжающей организации для осмотра и
допуска ее в эксплуатацию при наличии соответствующего
электротехнического персонала, а также лица, ответственного
за электрохозяйство.

Подача напряжения для эксплуатации новых электроуста-
новок производится после проверки и установки приборов уче-
та и заключения договора на пользование электроэнергией.

Технический осмотр и допуск электроустановки к эксплуа-
тации не налагает на энергоснабжающую организацию ответ-
ственности за нормальное функционирование ее во время экс-
плуатации. При обнаружении в электроустановках промыш-
ленных предприятий недостатков монтажа, отступлений от
выданных технических условий на присоединение или отсут-
ствии подготовленного персонала для обслуживания этих элек-
троустановок допуск их в эксплуатацию до устранения обна-
руженных недостатков запрещается.

Если промышленное предприятие не располагает квалифи-
цированным персоналом для эксплуатации подстанций и элек-
тросетей напряжением выше 1000 В, то оно может передать по
договору эти электроустановки в эксплуатацию и на баланс
энергоснабжающей организации.

Границы ответственности между промышленным предприя-
тием и энергоснабжающей организацией за состояние и экс-
плуатацию электроустановок определяются их балансовой
принадлежностью и фиксируются в прилагаемом к типовому
договору акте разграничения электросетей и эксплуатационной
ответственностью сторон.

Граница ответственности за состояние и обслуживание эле-
ктроустановок напряжением 1000 В и выше устанавливается:

а)	на соединителе проходного изолятора воздушной линии
с наружной стороны закрытых распределительных устройств;

б)	на наконечниках кабельных или воздушных линий вво-
дов питающих или отходящих линий.

При этом надзор за состоянием указанных соединений осу-
ществляют и несут ответственность за него организации, экс-
плуатирующие подстанции.

Граница ответственности за состояние и обслуживание ли-
ний электропередачи напряжением 1000 В и выше, имеющих
отпайки (глухие или через разъединители) и принадлежащих
различным организациям, устанавливается на опоре основной
линии, где произведена отпайка. Осуществляет надзор и несет
ответственность за состояние зажимов, присоединяющих от-
пайку, организация, в распоряжении которой находится основ-
ная линия.

1.2.3. ОБЯЗАННОСТИ ПРОМЫШЛЕННОГО
ПРЕДПРИЯТИЯ И ЭЛЕКТРОСНАБЖАЮЩЕЙ
ОРГАНИЗАЦИИ

Для обеспечения надежной и экономичной эксплу-
атации электроустановок промышленное предприятие обязано:
проводить проверку технического состояния, профилактиче-
ские испытания и ремонт принадлежащих ему электроустано-
вок и защитных средств, а также ремонт распределительных
устройств и трансформаторных подстанций в объемах и в сро-
ки, определенные требованиями действующих Правил техни-
ческой эксплуатации электроустановок потребителей, Правил
техники безопасности, а также технических указаний энерго-
снабжающей организации;

совершенствовать схему электроснабжения с выделением
ответственных нагрузок на резервируемые внешние питающие
линии, обеспечивающие отпуск электроэнергии для покрытия
технологической и аварийной брони промышленного предпри-
ятия при проведении энергосистемой аварийных ограничений
и отключений;

обеспечивать необходимый учет электроэнергии;

соблюдать заданные энергоснабжающей организацией ха-
рактеристики и уставки релейной защиты, системы автомати-
ческого повторного включения (АПВ), системы автоматического
включения резерва (АВР) и согласовывать с энергоснабжаю-
щей организацией уставку автоматической частотной разгрузки
(АЧР);

проводить мероприятия по регулированию суточного графи-
ка нагрузки, поддерживать экономичный режим работы элект-
роустановок и заданный коэффициент мощности;

соблюдать утвержденные нормы удельных расходов элект-
роэнергии на единицу продукции;

соблюдать установленные планы и режимы электропотреб-
ления;

обеспечивать обслуживание электроустановок персоналом
требуемой квалификации;
осуществлять мероприятия противоаварииные, противопо-
жарные и по технике безопасности;

ежегодно составлять планы организационно-технических
мероприятий по улучшению технического состояния и эксплу-
атации электроустановок, рациональному расходованию элект-
роэнергии и обеспечивать выполнение этих планов;

беспрепятственно допускать в любое время суток предста-
вителей органов энергетического надзора (по их служебным
удостоверениям) для контроля за режимом электропотребле-
ния, рациональным использованием электрической энергии и
надзора за техническим состоянием электрохозяйства;

выполнять в установленные сроки предписания представи-
телей энергетического надзора об устранении недостатков в
устройстве, эксплуатации электроустановок и использовании
электроэнергии;

при аварийных разгрузках в энергосистеме безоговорочно
выполнять требования энергоснабжающей организации о сни-
жении нагрузки или ограничении электропотребления в соот-
ветствии с утвержденными графиками ограничений и отклю-
чений потребителей при недостатке электрической мощности
энергии в энергосистеме или объединении энергосистем.

Промышленное предприятие должно немедленно сообщать в
энергоснабжающую организацию: о неисправностях в работе
приборов учета, по которым производится расчет за электро-
энергию с энергоснабжающей организацией; об авариях, свя-
занных с отключением питающих линий или повреждением
основного электрооборудования, о поражении электрическим
током людей или животных, а также о всех неисправностях
электрооборудования, принадлежащего энергоснабжающей ор-
ганизации и находящегося в помещении или на территории
промышленного потребителя.

Промышленное предприятие обязано обеспечивать соблюде-
ние установленных лимитов электрической энергии и мощнос-
ти.

При превышении установленного суточного лимита потреб-
ления электрической энергии в случае, если допущенный пе-
рерасход ее не компенсируется предприятием в течение трех
суток, энергоснабжающая организация ограничивает отпуск
электроэнергии на значение допущенного перерасхода.

При обнаружении в часы максимума энергосистемы превы-
шения промышленным предприятием установленного плана
нагрузки в течение 30 мин и более энергоснабжающая органи-
зация имеет право потребовать от потребителя снижения на-
грузки до установленного плана.
Требование энергоснабжающей организации о снижении
нагрузки до установленного планом уровня или заданного ог-
раничения должно быть выполнено немедленно.

Энергоснабжающая организация имеет право, предвари-
тельно предупредив промышленное предприятие, прекратить
полностью или частично подачу ему электроэнергии в случаях:
неудовлетворительного состояния электроустановок промы-
шленного предприятия, угрожающего аварией, пожаром и со-
здающего угрозу жизни эксплуатационного персонала, населе-
ния или сельскохозяйственных животных, а также при невы-
полнении требований энергоснабжающей организации по уст-
ранению обнаруженных недостатков в электроустановках;

перерасхода электроэнергии по сравнению с установлен-
ным планом электропотребления или нарушения установлен-
ного режима электропотребления;

самовольного присоединения электроприемников к сети
энергоснабжающей организации или увеличения мощности
сверх значений, обусловленных в договоре;

присоединения электроприемников помимо счетчика или
нарушения схем учета электроэнергии;

отсутствия квалифицированного персонала для эксплуата-
ции электроустановок;

недопущения должностного лица энергетического надзора к
электроустановкам промышленного предприятия или к прибо-
рам учета электроэнергии;

неоплаты платежного документа за электроэнергию в уста-
новленные сроки.

Для принятия неотложных мер по предупреждению или
ликвидации аварии в энергосистеме энергоснабжающая орга-
низация имеет право отключать электроустановки промышлен-
ного предприятия с последующим сообщением ему о причинах
производственного отключения.

Согласно Правилам пользования электрической и тепловой
энергией устанавливается ответственность электроснабжаю-
щей организации за недоотпуск электрической энергии на
производственные нужды промышленному предприятию. Энер-
госнабжающая организация обязана уплатить ему штраф в
случае недоотпуска, вызванного недопоставкой топлива элект-
ростанциям или другими причинами, за исключением:

а)	стихийных явлений (пожар, наводнение, гроза при на-
личии в электросетях грозозащитных средств, а также голо-
лед, буря, шуга и т.д.);

б)	неправильных действий персонала промышленного
предприятия или посторонних лиц;
в)	неудовлетворительного технического состояния электро-
установок промышленного предприятия, нарушения промыш-
ленным предприятием режима электропотребления, самоволь-
ного присоединения электроприемников к сетям энергоснаб-
жающей организации, недопущения должностного лица Энер-
гонадзора к электроустановкам промышленного предприятия,
отсутствия у промышленного предприятия персонала для об-
служивания электроустановок.

Энергоснабжающая организация также несет ответствен-
ность в установленном порядке за качество отпускаемой потре-
бителям электроэнергии.

1.2.4. РАСЧЕТЫ ЗА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЕ

Потребители электрической энергии (кроме насе-
ления, сельскохозяйственных потребителей и перепродавцов)
при регулировании тарифов делятся на две группы:

I группа - промышленные и приравненные к ним потреби-
тели присоединенной мощностью 750 кВ-А и выше, при расче-
тах с которыми взимается плата за установленную в договоре
мощность, участвующую в максимуме нагрузки энергосистемы
и потребляемую электрическую энергию (двухставочный та-
риф);

II группа - остальные потребители, при расчетах с кото-
рыми взимается плата за потребляемую электрическую энер-
гию (одноставочный тариф). По соглашению между потреби-
телями и энергоснабжающей организацией может применяться
двухставочный тариф, определяемый сторонами в пределах
установленного уровня одноставочного тарифа. По двухставоч-
ному тарифу оплачивается электроэнергия, используемая про-
мышленными и приравненными к ним потребителями на про-
изводственные нужды, освещение и прочие нужды производст-
венных и непроизводственных (но связанных с производст-
вом) помещений; цехов, заводоуправлений, фабрично-
заводских общественных организаций, складов, гаражей и т.п.,
а также собственных железнодорожных подъездных путей и
территорий предприятия, промышленного (внутризаводского,
шахтного, рудничного и т.д.) электротранспорта.

Расчеты с промышленными и приравненными к ним потре-
бителями за электроэнергию, используемую на освещение и
прочие нужды зданий и помещений, не связанных с производ-
ством, ведутся по одноставочному тарифу, установленному
прейскурантом для соответствующих групп потребителей.
Таким образом, двухставочный тариф является основным
для большинства промышленных предприятий. По этому та-
рифу предприятие платит за каждый киловатт максимальной
мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы
(основная ставка), и за каждый киловатт-час отпущенной по-
требителю активной энергии (дополнительная ставка). Кроме
того, плата за электроэнергию предусматривает систему ски-
док (надбавок) к тарифам за потребление и генерацию реак-
тивной энергии, а также за качество электроэнергии.

Под максимальной мощностью в двухставочном тарифе име-
ется в виду наибольшая 30-минутная электрическая мощность,
совпадающая с периодом максимальной нагрузки энергосисте-
мы и используемая на производственные нужды, включая мощ-
ность субабонентов двухставочного тарифа.

Плата за 1 кВт-ч установлена за отпущенную потребителю
активную электроэнергию, учтенную расчетным счетчиком на
стороне первичного напряжения головного абонентского
трансформатора. Если счетчик установлен на стороне вторич-
ного напряжения, т.е. после головного абонентского трансфор-
матора, то указанная в прейскуранте плата за 1 кВт-ч отпу-
щенной потребителю электроэнергии при расчетах с потреби-
телем умножается на коэффициент 1,025.

Мощность потребителя, участвующая в максимуме нагрузки
энергосистемы, фиксируется в договоре поквартально и перио-
дически контролируется энергоснабжающей организацией по
фактическому средневзвешенному 30-минутному максимуму на-
грузки потребителя, определяемому по показаниям приборов
учета.

Время контроля за фактической мощностью потребителя
в период максимума нагрузки устанавливается энергоснабжа-
ющей организацией по кварталам и фиксируется в договоре.
Энергоснабжающая организация вправе устанавливать кон-
троль за мощностью потребителя в часы утреннего либо
вечернего максимума нагрузки энергосистемы. Периоды кон-
троля не должны превышать: с октября по март утром - 2 ч,
вечером - 4 ч; с апреля по сентябрь утром -2 ч, вечером -
3 ч.

Потребители-регуляторы, не участвующие в суточных мак-
симумах нагрузки энергосистемы и работающие по графику,
согласованному с энергоснабжающей организацией, оплачива-
ют электроэнергию по дополнительной плате двухставочного
тарифа.

При нескольких питающих линиях за расчетную мощность
принимается совмещенный 30-минутный максимум мощности
потребителя в часы суточного максимума нагрузки энергосис-
темы. Контроль за фактической совмещенной 30-минутной
мощностью потребителя должен проводиться по счетчикам,
фиксирующим максимальную 30-минутную мощность потреби-
теля в часы максимума нагрузки энергосистемы.

При двух или более таких электросчетчиках необходимо ус-
танавливать специальное устройство, суммирующее мощность
(сумматор), или автоматизированную систему контроля и уче-
та электроэнергии. При отсутствии сумматора совмещенный
максимум мощности потребителя может определяться умноже-
нием суммы разновременных максимумов мощности, зафикси-
рованных регистрирующими элементами электросчетчиков по
отдельным питающим линиям, на коэффициент одновременно-
сти нагрузки, фиксируемый в договоре.

При отсутствии электросчетчиков, фиксирующих максимум
мощности, периодический контроль за фактической мощностью
потребителя может осуществляться в часы суточного максимума
нагрузки энергосистемы по 30-минутным записям показаний
обычных расчетных электросчетчиков.

Если по условиям размещения цехов предприятия и схемы
их электроснабжения определение совмещенного максимума
мощности предприятия в целом невозможно, расчеты произво-
дятся по заявленной мощности для отдельных источников пи-
тания потребителей.

Расчет и прогнозирование наибольшей 30-минутной элект-
рической мощности, совпадающей с периодом максимальной
нагрузки энергосистемы, является важной задачей. Предприя-
тия заинтересованы в заявке оптимального значения указанной
мощности, поскольку любое отклонение заявленной мощности
от реальной связано с дополнительными затратами. Если фак-
тическая мощность потребления в часы максимума нагрузки
энергосистемы будет ниже установленной договором, то оплата
производится по значению мощности в соответствии с догово-
ром.

В случае превышения потребителем в часы максимальной
нагрузки энергосистемы договорного значения электрической
мощности оплачивается фактически потребленная в расчетном
периоде мощность по действующему тарифу с учетом санкций
за превышение.

Энергосистема заинтересована в более точном определении
наибольшей 30-минутной мощности предприятий, поскольку
это дает возможность более точно планировать баланс и ре-
зервы мощности в энергосистеме. Ввиду нехватки мощности
источников электроэнергии энергосистема может лимитировать
потребление электроэнергии и мощность потребителя в часы
максимума нагрузки. При этом лимит мощности может уста-
навливаться не на все время прохождения максимума, а на от-
дельные, заранее согласованные часы с глубоким (более чем на
30 %) снижением мощности потребителя. Предельная величи-
на мощности в целом по энергосистеме задается Центральным
диспетчерским управлением (ЦДУ) ЕЭС на следующий квар-
тал текущего года с разбивкой по месяцам или неделям каждо-
го месяца за 45 дней до начала очередного квартала. Лимиты
мощности на каждый месяц квартала доводятся до потребите-
лей за месяц до начала очередного квартала.

Энергетические системы (энергонадзоры) взимают с потре-
бителя плату за электроэнергию, израсходованную сверх ме-
сячного лимита, в пятикратном размере тарифа и плату за
мощность, израсходованную сверх установленного лимита, в
десятикратном размере основной ставки (независимо от вида
тарифа) в установленном порядке. В случае лимитирования
(снижения договорной) мощности потребителя в часы макси-
мума нагрузки энергосистемы Энергонадзор при расчетах за
электроэнергию должен соответственно снижать потребителю
на период лимитирования оплачиваемую мощность при усло-
вии соблюдения потребителем установленного плана потреб-
ления электроэнергии.

Оплата договорной мощности абонентом должна быть про-
изведена до начала или в первых числах расчетного периода
по отдельному платежному документу энергоснабжающей орга-
низации. Конкретные сроки платежей по основной и дополни-
тельной ставке определяются сторонами в договоре.

Разногласия по вопросам оплаты электроэнергии между
энергоснабжающей организацией и потребителем рассматри-
ваются региональной энергетической комиссией.

Скидки (надбавки) к тарифам за потребление
и генерацию реактивной энергии

Скидки (надбавки) за потребление и генерацию
реактивной энергии применяются при расчетах со всеми по-
требителями электрической энергии, имеющими среднемесяч-
ное потребление более 30 тыс. кВт-ч в месяц. Данные скидки
(надбавки) при расчетах с основными потребителями и пере-
продавцами распространяются только на объем реактивной
энергии, потребленной их абонентами, рассчитывающимися за
реактивную энергию. В связи с этим из общего объема реак-
тивной энергии, потребляемой основным потребителем и (или)
перепродавцом, исключается доля ее потребления их абонен-
тами, не рассчитывающимися за реактивную энергию. Указан-
ная доля определяется договором.

Скидки (надбавки) взимаются в виде платы за 1 квар мак-
симальной нагрузки в часы максимальных нагрузок энергосис-
темы и (или) платы на 1 квар-ч реактивной энергии, потреб-
ленной от энергосистемы или генерированной в ее сеть. Ука-
занная плата определяется в процентах от тарифа на электро-
энергию.

В случае, если энергоснабжающая организация не привле-
кает потребителя к регулированию режимов работы своей се-
ти, применяются следующие надбавки:

за потребление реактивной мощности и энергии сверх ус-
тановленных в договоре экономических значений - 8 % (для
перепродавцов электрической энергии - 6 %);

за генерацию реактивной энергии в сеть - 12 %.

Если энергоснабжающая организация привлекает потреби-
теля к регулированию режимов работы своей сети в часы ее
малых нагрузок, за потребление реактивной энергии в эти ча-
сы введена скидка с тарифа в размере 2 %. Часы больших и
малых нагрузок электрической сети устанавливаются энерго-
системой для каждого потребителя, привлекаемого к регулиро-
ванию, в договоре.

В договоре на отпуск и пользование электрической энерги-
ей должны быть указаны:

расчетные экономические значения реактивной мощности,
потребляемой в часы максимальных нагрузок энергосистемы
(для потребителей, рассчитывающихся по двухставочному та-
рифу), ^э,

расчетные экономические значения реактивной энергии, по-
требляемой за месяц, Чу,,;

расчетное значение генерации реактивной энергии в сеть
при отсутствии счетчиков реактивной энергии обратного хода
В/Ог.

Расчеты за потребленную реактивную энергию и мощность
с новыми абонентами в течение первого года не производятся в
связи с отсутствием данных для расчетов.

Экономические значения реактивной мощности и энергии не
подлежат изменению по инициативе энергоснабжающей орга-
низации в течение двух лет с момента включения в договор.

Расчет для месяцев г-го квартала производится по формуле

О„ = 1е<р,

где 1§фэ - экономический коэффициент реактивной мощности,
определяемый в результате оптимизационного или норматив-
ного расчета; Р,^ - максимальное договорное значение актив-
ной мощности потребителя в г-м квартале.

Ориентировочные значения 1§ф3 составляют:

0,3 - для потребителей, присоединенных к сети 0,4 кВ
энергоснабжающей организации;

0,4 - для сети 6 (10) кВ, присоединенной к шинам подстан-
ции (ПС) с высшим напряжением (ВН) 35 кВ;

0,5 - то же, но ПС с ВН 110 кВ;

0,6 - то же, но ПС с ВН 220 кВ;

0,7 - для непромышленных потребителей.

Для потребителей, получающих питание от нескольких ис-
точников с различными ВН, 1§<рэ определяется как средневзве-
шенная величина с учетом доли электроснабжения от каждого
источника.

Значение )Уэу за месяц рассчитывается по формуле

Ж./ =

где К - коэффициент заполнения графика активной мощ-
ности в соответствующем месяце прошлого года; - дого-
ворное значение потребления активной энергии в расчетном
месяце.

Значение К для потребителя, имеющего учет максимальной
активной нагрузки, определяется по формуле

IV .

ГУ- =	И/факт

3> Р т '
тахуфакт расч

где	и Ртахуфакт _ среднемесячные значения соответствен-

но фактического потребления активной энергии и активной
мощности; Трасч - продолжительность расчетного периода. Для
остальных потребителей К принимают равным: 0,25 - для
односменных потребителей; 0,5 - для двухсменных; 0,75 - для
трехсменных; 0,9 - для непрерывных производств.

Расчет V/ (за месяц) производится по формуле

= (дктрасч - 0,6 РИрУ)( 1 - к37),

гДе Ок _ мощность компенсирующих устройств (для синхрон-
ных двигателей принимается 0,5 от установленной мощности)
по договору текущего года.

Фактически потребляемая реактивная мощность в часы мак-
симальных нагрузок энергосистемы потребителей-двухставоч-
ников определяется счетчиками с максимальным указателем -
сумматорами, а при отсутствии сумматоров - суммированием
максимумов точек учета, а также контрольными замерами, про-

зе
изведенными персоналом Энергонадзора. При отсутствии учета
потребления реактивной мощности и (или) энергии для про-
мышленных предприятий их значения принимаются равными
0,8 от потребления активной мощности и энергии.

Скидки (надбавки) к тарифу за качество
электрической энергии

Скидки (надбавки) за качество электрической
энергии применяются при расчетах со всеми потребителями.

Скидки с тарифа применяются при отпуске потребителю
электрической энергии пониженного качества с отклонениями
по напряжению и частоте, а также при отпуске электроэнер-
гии пониженного по вине энергоснабжающей организации ка-
чества по следующим показателям: коэффициентам несинусои-
дальности, обратной и нулевой последовательности и размаху
изменения напряжения (дозе колебания напряжения).

Надбавки к тарифу применяются при снижении по вине
потребителя качества электроэнергии по коэффициентам
несинусоидальности, обратной и нулевой последовательности
и размаху изменения напряжения (доле колебания напряже-
ния) .

Сторона, виновная в снижении качества электроэнергии на
границе раздела сетей потребителя и энергоснабжающей ор-
ганизации, определяется Правилами применения скидок и над-
бавок к тарифам за качество электроэнергии, утвержденными
Глав госэнергонадзором.

Скидка (надбавка) к тарифу по каждому показателю качест-
ва определяется по табл. 1.1, в которой приняты следующие
обозначения: Т1 - относительное время превышения нормаль-
ного допустимого значения показателя качества, установленно-
го ГОСТ 13109-87, %; Т2 _ относительное время превышения
максимального допустимого значения показателя качества, ус-
тановленного ГОСТ 13109-87, %. При определении скидок
(надбавок) значения 7\ и Т2, полученные при измерениях, ок-
ругляются до целых значений процента. Суммарная скидка
(надбавка) рассчитывается как сумма скидок (надбавок), ис-
численных по каждому показателю качества.

При расчетах за электроэнергию по двухставочному или
дифференцированному тарифу скидки (надбавки) применяют-
ся к среднему (расчетному) значению такого тарифа, включа-
ющего плату за мощность и энергию.

Плата по тарифу со скидкой (надбавкой) за качество элект-
рической энергии производится за весь объем электрической
энергии, отпущенной (потребленной) в расчетный период.
Таблица 1.1

Скидки (надбавки) к тарифу за качество электроэнергии

с. %	Т2, %						
	0	1	2	3	4	5	Более 5
До 5	0	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	10,0
6	0,2	1,2	2,2	3,2	4,2	5,2	10,0
7	0,4	1,4	2,4	3,4	4,4	5,4	10,0
8	0,6	1,6	2,6	3,6	4,6	5,6	10,0
9	0,8	1,8	2,8	3,8	4,8	5,8	10,0
10	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0	10,0
11-12	1,3	2,3	3,3	4,3	5,3	6,3	10,0
13-14	1,7	2,7	3,7	4,7	5,7	6,7	10,0
15-16	2,1	3,1	4,1	5,1	6,1	7,1	10,0
17-18	2,5	3,5	4,5	5,5	6,5	7,5	10,0
19-20	3,0	4,0	5,0	6,0	7,0	8,0	10,0
21-25	4,0	5,0	6,0	7,0	8,0	9,0	10,0
26-30	5,0	6,0	7,0	8,0	9,0	10,0	10,0
31-35	6,0	7,0	8,0	9,0	10,0	10,0	10,0
36-40	7,0	8,0	9,0	10,0	10,0	10,0	10,0
41-45	8,0	9,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0
46-50	9,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0
Более 50	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0

Величина скидок (надбавок) за показатели качества, огово-
ренные сторонами в договоре, но не предусмотренные в Инст-
рукции о порядке расчета за электрическую и тепловую энер-
гию, устанавливается в договоре по согласованию сторон.

Учет потребления электроэнергии

Учет электроэнергии определен типовой инструк-
цией, представленной в Сборнике информационных материа-
лов Глав госэнергонадзора.

Согласно этим материалам основной целью учета электро-
энергии является получение достоверной информации о коли-
честве производимой, передаваемой, распределяемой и потреб-
ляемой электрической энергии и мощности на оптовом рынке
РАО “ЕЭС России” и розничном рынке потребления для ре-
шения следующих технико-экономических задач на всех уров-
нях управления в энергетике:

финансовые (коммерческие) расчеты за электроэнергию и
мощность между субъектами оптового и розничного рынка по-
требления;

управление режимами электропотребления;

определение и прогнозирование всех составляющих балан-
са электроэнергии (выработка, отпуск шин, потери и т.д.);

определение и прогнозирование удельного расхода топлива
на электростанциях;
определение стоимости и себестоимости производства, пе-
редачи и распределения электроэнергии и мощности;

контроль технического состояния и соответствие требовани-
ям нормативно-технических документов систем учета электро-
энергии в электроустановках.

Система учета должна обеспечивать определение количества
электроэнергии (в необходимых случаях - средних для задан-
ных интервалов значений мощности):

выработанной генераторами электростанций;

потребленной на собственные и хозяйственные нужды
(раздельно) электростанций и электрических сетей;

потребленной на производственные нужды;

отпущенной (переданной) потребителям по линиям, отхо-
дящим от шин электростанций непосредственно к потребите-
лю;

переданной в сети других собственников или полученной от
них;

поступившей в электрические сети различных классов на-
пряжения;

переданной на экспорт и полученной по импорту.

При определении количества электроэнергии по показаниям
счетчиков учитываются только коэффициенты трансформации
измерительных трансформаторов; введение других поправоч-
ных коэффициентов не допускается.

Метрологический контроль и надзор за средствами уче-
та электроэнергии осуществляется органами Госстандарта Рос-
сии и метрологическими службами РАО “ЕЭС России” на
основании действующей нормативно-технической документа-
ции.

Установка, эксплуатация и техническое обслуживание рас-
четных счетчиков, а также счетчиков технического учета, пока-
зания которых используются при составлении баланса элект-
роэнергии на энергообъектах, должны осуществляться персо-
налом энергоснабжающей организации, прочих счетчиков тех-
нического учета - персоналом электростанций и предприятий
электрических сетей (далее - персоналом энергообъекта).

Техническое обслуживание и эксплуатацию систем учета
электроэнергии (в том числе автоматизированных) должен
обеспечивать обученный и закрепленный приказом по энерго-
объекту персонал. Объем и периодичность проверки вторич-
ных цепей учета электроэнергии должны соответствовать ус-
тановленным требованиям.

Расчетный (коммерческий) учет электроэнергии осуществ-
ляется с помощью расчетных счетчиков. Помимо этого счетчи-
ки используются для технического учета, контроля и анализа
расхода электроэнергии внутри предприятия. Счетчики, исполь-
зуемые для технического учета, называются счетчиками техни-
ческого учета. Счетчики являются частью измерительного комп-
лекса средств учета электроэнергии - совокупности устройств
одного присоединения, предназначенных для измерения и уче-
та электроэнергии (трансформаторы тока и напряжения, счет-
чики электроэнергии, датчики импульсов, сумматоры и их ли-
нии связи) и соединенных между собой по установленной схе-
ме. Совокупность измерительных комплексов образует систему
учета электроэнергии предприятия. На современных крупных
предприятиях для эффективного учета, контроля и управления
потреблением электроэнергии используются автоматизирован-
ные системы контроля и управления потреблением электро-
энергии (АСКУЭ).

Расчетные счетчики активной и реактивной электроэнергии
устанавливаются в соответствии с требованиями ПУЭ и долж-
ны иметь сертификат об утверждении типа средства измере-
ния. Системы АСКУЭ должны выполняться по проектам в со-
ответствии с типовыми техническими требованиями к средст-
вам автоматизации контроля и учета электроэнергии и мощно-
сти, как правило, на базе серийно выпускаемых технических
средств программного обеспечения.

В состав комплекса технических средств АСКУЭ, устанав-
ливаемого на энергообъекте, должны входить:

счетчики электроэнергии, оснащенные датчиками-преобра-
зователями, преобразующими измеряемую энергию в пропор-
циональное количество выходных импульсов (при использова-
нии электронных реверсивных счетчиков - раздельно на каж-
дое направление);

аттестованные устройства сбора информации от счетчиков и
передачи ее на верхние уровни управления (УСПД);

каналы связи;

средства обработки информации (как правило, персональ-
ные ЭВМ).

Для повышения точности учета средних значений мощности
рекомендуется применять электронные счетчики.

Устройства УСПД должны обеспечивать одновременность
снятия показаний со всех контролируемых счетчиков. Для это-
го они должны быть оснащены встроенной системой точного
астрономического времени с индикацией года, месяца, часа,
минут и секунд с автоматической его коррекцией по сигналам
точного времени.

Установленные на энергообъекте УСПД должны быть за-
щищены от несанкционированного доступа и изменения кон-
стант и данных учета.

Устройства УСПД должны обеспечивать хранение необхо-
димой информации по энергообъектам: до 5 сут - с круглосу-
точным дежурством и дежурством “на дому”, до 45 сут - с об-
служиванием оперативно-выездными бригадами (ОВБ). При
перерыве основного питания УСПД должны обеспечивать со-
хранность накопленных данных и ход часов.

Организация эксплуатации приборов учета электроэнергии
должна отвечать установленным требованиям.

1.3. КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

Электрооборудованием называется совокупность
электротехнических устройств, предназначенных для выпол-
нения определенной работы. В зависимости от места установки
электрооборудование имеет соответствующее название, напри-
мер электрооборудование буровой установки, насосной станции
И т.д.

Среда, в которой работает электрооборудование, может со-
держать пыль, влагу, газы, пары кислот, взрывоопасные смеси.
Наличие в воздухе большого количества пыли приводит к быс-
трому загрязнению обмоток и ухудшению условий теплоотдачи
в окружающую среду. Влага, газы, пары кислот разрушают
электроизоляционные материалы. Появление искры может вы-
звать взрыв взрывоопасной смеси. Конструктивное исполнение
электрооборудования должно соответствовать условиям его
эксплуатации.

Большое разнообразие технологических установок и усло-
вий окружающей среды привело к необходимости создания
многочисленных конструктивных форм исполнения электро-
оборудования, которое определяется степенью защиты от воз-
действия внешней среды и от прикосновения человека к токо-
ведущим частям, климатическими особенностями, условиями
размещения, конструктивным исполнением по способу монта-
жа, способом охлаждения.

Защита от воздействия внешней среды и от прикоснове-
ния человека к токоведущим частям. Для надежной и безо-
пасной работы электрооборудования и электротехнических из-
делий их помещают в корпуса (оболочки), которые характери-
зуются определенной степенью защиты. Кроме того, эта защи-
та предохраняет обслуживающий персонал от соприкоснове-
ния с движущимися частями, находящимися под напряжением.

Для обозначения степени защиты электрооборудования и
электротехнических изделий по ГОСТ 14254-80 приняты бук-
вы 1Р, за которыми следуют две цифры. Буквы 1Р
(1п1егпаНопа1 Рго1есНоп) обозначают соответствие нормам,
рекомендуемым Международной электротехнической комиссией
(МЭК).

Первая цифра (от 0 до 6) указывает на степень защиты
персонала от соприкосновения с токоведущими и движущимися
частями электрооборудования, находящимися внутри оболочки,
а также степень защиты встроенного в оболочку оборудования
от попадания твердых тел. Вторая цифра (от 0 до 8) характе-
ризует степень защиты электрооборудования, расположенного
внутри оболочки, от проникновения жидкости.

Рассмотрим виды исполнения электрооборудования приме-
нительно к электродвигателям.

Различают следующие виды исполнения электродвигателей:
защищенное, каплезащищенное, брызгозащищенное, водоза-
щищенное, пылезащищенное, закрытое, герметичное, взрыво-
защищенное.

Защищенное (1Р21 - 1Р22 и др.) - электродвигатели имеют
специальные приспособления (крышки, кожухи, сетки). При
этом между крышками и щитами или станиной двигателя ос-
тавляются щели, необходимые для циркуляции охлаждающего
воздуха. Такие двигатели могут устанавливаться только в за-
крытых помещениях, так как они не имеют приспособлений,
защищающих от дождя.

Брызгозащищенное и каплезащищенное (1Р23 - 1Р24 и др.) -
двигатели имеют приспособления, защищающие их от проник-
новения к токоведущим и вращающимся частям капель воды и
водяных брызг. В этих двигателях все отверстия, расположен-
ные в верхних частях корпуса и подшипниковых щитов, за-
крывают глухими крышками; отверстия, расположенные сбоку,
защищаются кожухами, крышками и жалюзи, а расположен-
ные снизу - сетками. Такие двигатели могут устанавливаться
на открытом воздухе.

Водозащищенное (1Р55 - 1Р56) - электродвигатели недо-
ступны проникновению внутрь струй воды любого направле-
ния (также снизу). В них предусмотрены уплотнения про-
кладками и сальниками. Случайно попавшая в них вода выте-
кает или удаляется охлаждающим воздухом. Такие электродви-
гатели применяют на морских объектах нефте- и газодобычи.

Пылезащищенное (1Р65 - 1Р66) - электродвигатели защи-
щены от попадания внутрь пыли в опасных для нормальной
работы количествах.

Закрытое (1Р44 - 1Р54) - внутреннее пространство элект-
родвигателя изолировано от внешней среды.

Герметичное (1Р67 - 1Р68) - электродвигатели выполнены
с особо плотной изоляцией от окружающей среды, препятст-
вующей сообщению с их внутренним пространством при опре-
деленной разности давлений снаружи и внутри двигателя. Та-
кие двигатели могут работать под водой (водонепроницаемые).
В нефтяной промышленности получили распространение по-
гружные двигатели, предназначенные для длительной работы в
жидкости (нефть, нефтепродукты).

Электродвигатели, предназначенные для работы в особых
условиях, имеют специальное исполнение, например взрыво-
защищенное. Они могут работать во взрыво- и пожароопасной
среде, так как их конструкция исключает возможность возник-
новения взрыва и воспламенения газов в окружающем прост-
ранстве. При взрыве газов, накопившихся внутри оболочки,
пламя не может проникнуть в окружающую среду.

Климатические условия и условия размещения. В зависи-
мости от макроклиматических условий ГОСТ 15150-68 и 15543-
70 устанавливают различные климатические исполнения элек-
трооборудования, которому присваиваются определенные обо-
значения. Электрооборудование, предназначенное для эксплуа-
тации на суше, реках и озерах, в макроклиматических районах
с умеренным климатом, имеет обозначение У; с холодным -
ХЛ; влажным тропическим - ТВ; сухим тропическим - ТС;
сухим и влажным тропическим - Т; для всех макроклиматиче-
ских районов на суше - О. Электрооборудование, предназна-
ченное для установки на морских объектах в макроклиматичес-
ких районах с умеренно холодным морским климатом, имеет
обозначение М; с тропическим морским - ТМ; в неограничен-
ных морских районах - ОМ. Электрооборудование, предназна-
ченное для всех макроклиматических районов на суше и на
море, обозначается буквой В.

В зависимости от условий размещения предусматривается
различное исполнение электрооборудования, которому также
присваивается определенное обозначение.

Электрооборудование, которое может эксплуатироваться на
открытом воздухе, имеет обозначение 1; в закрытом помеще-
нии, где температура и влажность воздуха несущественно от-
личаются от наружного воздуха - 2; в закрытом помещении,
где колебание температуры и влажности воздуха, а также воз-
действие песка, пыли существенно меньше, чем на открытом
воздухе, - 3; в помещениях с искусственно регулируемыми
климатическими условиями (закрытые отапливаемые помеще-
ния) - 4; в помещениях с повышенной влажностью - 5.

Буквы и цифры, обозначающие климатическое исполнение
и категорию изделия, вводятся в условное обозначение типа
изделия. Например, 4АН200М6УЗ - двигатель асинхронный
(А) четвертой серии (4) со степенью защиты 1Р23 (Н), ста-
нина и щиты чугунные, высота оси вращения 200 мм, длина
станины средняя (М), число полюсов 6, климатическое испол-
нение У, категория размещения 3.

Конструктивное исполнение по способу монтажа. Под
конструктивным исполнением понимают расположение состав-
ных частей электрооборудования относительно элементов креп-
ления (подшипников и конца вала), под способом монтажа -
пространственное положение на месте установки. Классифи-
кация электродвигателей по этому признаку и условные обо-
значения конструктивного исполнения и способа монтажа ус-
тановлены ГОСТ 2479-79. Условное обозначение состоит из
латинских букв 1М (1п1егпа11опа1 МоипНп§) и четырех цифр.

Первая цифра обозначает конструктивное исполнение элек-
трических машин и определяет их группу (1М1 - 1М9). Наи-
более распространены группы: 1М1 - электродвигатели на
лапах с подшипниковыми щитами; 1М2 - на лапах с двумя
подшипниковыми щитами и фланцем на одном или обоих под-
шипниковых щитах; 1МЗ - без лап с фланцем на одном или
двух подшипниковых щитах; 1М4 - без лап с фланцем на ста-
нине.

Вторая цифра обозначает конструктивное исполнение более
детально. Так, в группе 1М1 исполнения 1М1001 и 1М1101
(рис. 1.4) - это машины с двумя подшипниковыми щитами со-
ответственно на обычных и приподнятых лапах, а 1М1201 - с
одним подшипниковым щитом. В группе 1М2 вторая цифра ха-
рактеризует вид лап (обычное или приподнятое), число флан-
цев (на одном или обоих щитах) и вид фланца (доступен или
недоступен с обратной стороны). В группе 1МЗ вторая цифра
обозначает число подшипниковых щитов, число и вид фланцев;
при одном фланце - сторону двигателя, на котором он распо-
ложен, и сторону, в которую обращена опорная плоскость
фланца. В группе 1М4 цифра 0 на втором месте обозначает
машину с двумя подшипниковыми щитами и фланцем, доступ-
ным с обратной стороны, причем фланец расположен на сто-
роне выступающего конца вала.

Третья цифра в группах 1М1 - 1М4 характеризует направ-
ление конца вала, что видно из сравнения исполнений 1М1001,
44
1М1001

2	3

1М1011

1М1031	1М1101

1М1201	1М2001

Рис. 1.4. Примеры конструктивного исполнения электродвигателей по методу
монтажа:

1 - лапы; 2 - вал; 3 ~ подшипниковый щит; 4 - приподнятые лапы; 5 - фла-
нец; 6 - станина

1М1011 и 1М1031, которые отличаются только положением дви-
гателя в пространстве.

Четвертая цифра во всех группах обозначает исполнение
конца вала. Так, 1 и 2 - соответственно один и два цилиндри-
ческих конца вала.

Способ охлаждения. Охлаждение электродвигателей - это
процесс отвода выделяющегося в них тепла с помощью хлада-
гентов (жидкостей или газов). Система охлаждения может со-
стоять из одной или двух цепей для циркуляции хладагентов.

Электродвигатели классифицируются по способу охлажде-
ния в зависимости от устройства цепи для циркуляции хлада-
гента и способа его перемещения. Условное обозначение спо-
собов охлаждения в соответствии с ГОСТ 20459-75 содержит
буквы 1С (1п1егпаНопа1 Соо1т§) и для каждой цепи циркуля-
ции группу знаков из одной буквы, обозначающей вид хлада-
гента, и двух цифр. Буквой А, например, обозначают воздух,
АУ - воду.

Первая цифра (0-9) обозначает устройство цепи циркуля-
ции хладагента. Например, 0 - свободная циркуляция, когда
хладагент свободно подводится к двигателю из окружающей
среды и свободно в нее возвращается; 4 - охлаждение при по-
мощи наружной поверхности двигателя, когда первичный хла-
дагент циркулирует по замкнутой системе и отдает свое тепло
через поверхность корпуса вторичному хладагенту - окружа-
ющей среде.

Вторая цифра (0-9) обозначает способ перемещения хлада-
гента. Например, 0 - свободная конвекция, когда движение
хладагента осуществляется за счет разности температур, а вен-
тилирующее действие ротора незначительно; 1 - самовентиля-
ция, при которой движение хладагента осуществляется венти-
лирующим действием ротора или при помощи вентилятора на
его валу; 7 - перемещение при помощи отдельного и незави-
симого устройства или подачей хладагента под давлением.

В обозначении способа охлаждения сначала пишут группу
знаков для вторичного хладагента, а затем для первичного. Ес-
ли в качестве обоих хладагентов служит воздух, применяют
упрощенное обозначение - букву А опускают.

Большинство взрывозащищенных асинхронных электродви-
гателей имеют закрытое исполнение. В них предусмотрены
две цепи охлаждения. В первой воздух циркулирует с помо-
щью вентилятора, установленного на валу ротора, по замкну-
той системе и передает тепло корпусу машины. Во второй це-
пи охлаждения воздух из окружающей среды с помощью на-
ружного вентилятора охлаждает наружную поверхность кор-
пуса, который для увеличения теплоотдачи выполняют ребрис-
тым. Такой способ охлаждения обозначают 1С0141.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1.	Назовите системы управления электрохозяйст-
вом промышленных предприятий, их особенности и условия
применения.

2.	Перечислите основные структурные подразделения цент-
рализованной и децентрализованной систем управления элек-
трохозяйством промышленных предприятий.

3.	Перечислите основные права главного энергетика пред-
приятия.

4.	Перечислите основные обязанности главного энергетика
предприятия.

5.	Назовите основные руководящие правила, материалы и
инструкции, определяющие деятельность электроэнергетичес-
ких служб предприятия.

6.	Перечислите вопросы, решаемые при взаимоотношениях
промышленного предприятия с энергоснабжающей организа-
цией.

7.	Каков порядок присоединения промышленного объекта к
сетям энергоснабжающей организации?

8.	В чем заключаются основные положения при расчете за
электропотребление?

9.	Перечислите все возможные надбавки (скидки) к тари-
фам за потребление электроэнергии предприятий, рассчиты-
вающихся по двухставочному тарифу.

10.	Решение каких задач управления в электроэнергетике
предприятий должны обеспечивать системы учета потребления
электроэнергии?

И. Назовите основные конструктивные исполнения элект-
рооборудования, определяемые защитой от воздействий внеш-
ней среды и от прикосновения человека к токоведущим частям.

12.	Какие буквы и цифры вводятся в условное обозначение
электротехнического изделия?

13.	Как классифицируются электродвигатели по способу
охлаждения?
2

ЭФФЕКТИВНОСТЬ

ИСПОЛЬЗОВАНИЯ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

В ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ

глава УСТАНОВКАХ И КОМПЛЕКСАХ

2.1.	ОБЩИЕ ВОПРОСЫ

Проблема эффективного использования энергети-
ческих ресурсов в целом и электроэнергии в частности приоб-
ретает все большее значение. Данная проблема на разных
уровнях (мировом, государственном, отраслевом и т.д.) и в
разные периоды может иметь различные цели, приоритеты,
задачи. На уровне промышленных предприятий, работающих в
условиях рыночной экономики, целью эффективного использо-
вания электроэнергии является сокращение платы за электро-
энергию при выпуске требуемых объемов продукции. На госу-
дарственном уровне проблема рассматривается (или должна
рассматриваться) как многокритериальная, при этом приори-
тетными являются государственные, общепромышленные инте-
ресы, вопросы охраны окружающей среды и др. В настоящее
время доля энергетических затрат в себестоимости отдельных
видов продукции нефтяной и газовой отраслей промышленнос-
ти достигает десятков процентов. В этой связи рациональное
проектирование и эксплуатация электротехнических устано-
вок, комплексов и систем в нефтяной и газовой отраслях,
обеспечивающих эффективное использование электроэнергии,
является важнейшей научно-технической задачей. В данной
главе большое внимание уделено вопросам повышения эффек-
тивности использования электроэнергии на стадии эксплуата-
ции промышленных систем электроснабжения.

Основными направлениями повышения эффективности ис-
пользования электроэнергии промышленными предприятиями
являются:

экономия электрической энергии;

управление электропотреблением.
Электрическая энергия на промышленных предприятиях
используется в электроприводах, электротехнологических и
осветительных установках. Значительное количество ее со-
ставляют потери в электроприемниках и элементах систем
электроснабжения. Экономия электроэнергии может быть до-
стигнута путем применения энергосберегающих технологий и
более совершенного электрооборудования, повышения уровня
эксплуатации и технического обслуживания оборудования,
роста производительности рабочих машин, уменьшения потерь
в системе электроснабжения и электроприемниках. За счет
этого достигается сокращение расхода электроэнергии, а соот-
ветственно снижение платы предприятия за электроэнергию.

Эффективность управления электропотреблением в значи-
тельной степени зависит от совершенствования взаимоотно-
шений потребителя с энергоснабжающей организацией, осу-
ществляемого в рамках действующих директивных, норматив-
ных и инструктивных материалов (см. гл. 1). При этом сни-
жение платы достигается за счет наиболее рационального (в
идеале оптимального) управления работой электроприемников
и электротехнических систем с учетом существующей системы
тарифов, включающих скидки и надбавки за электроэнергию.

2.2.	КЛАССИФИКАЦИЯ МЕРОПРИЯТИЙ
ПО ЭФФЕКТИВНОМУ ИСПОЛЬЗОВАНИЮ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Важнейшим показателем эффективности исполь-
зования электроэнергии, т.е. рационального потребления, яв-
ляется удельный расход на единицу продукции или вида работ
при определенных условиях производства. Значения удельного
расхода электроэнергии в целом и отдельных ее частей в ча-
стности, отнесенные к сопоставимым условиям, а также дина-
мика изменения удельного расхода электроэнергии позволяют
объективно оценить эффективность использования электро-
энергии, правильность выбора и уровень технического обслу-
живания электроэнергетического оборудования.

Однако более низкий удельный расход, достигнутый в про-
изводстве, или более низкая норма расхода электроэнергии на
планируемый период сами по себе (без структуры затрат) не
являются полными показателями эффективности. В числе
нормообразующих элементов удельного расхода электроэнер-
гии должен присутствовать учет потерь электроэнергии в от-
дельных элементах и в системе электроснабжения предприя-
тия в целом. Актуальность проблемы снижения потерь элект-
роэнергии подтверждают данные о том, что расход электро-
энергии на ее передачу и преобразование в электрических
сетях всех напряжений, в том числе в линиях электропереда-
чи, токопроводах, силовых трансформаторах, постоянно рас-
тет, составляя в течение последних десяти лет по стране око-
ло 9 % от общего потребления электроэнергии в сетях энерго-
систем и дополнительно около 5 % в сетях потребителей. При
этом кроме причин стабильного характера действует и ряд
временных факторов. Это отставание строительства сетевых
объектов от роста генерирующих мощностей станций и элект-
рических нагрузок потребителей; недостаточная мощность
компенсирующих устройств в энергосистемах и у потребите-
лей; недостаточная обеспеченность техническими средствами
управления потоками активной и реактивной энергии; нераци-
ональное использование имеющихся средств управления ре-
жимами электрических сетей (автоматические регуляторы ре-
активной мощности, устройства регулирования напряжения
под нагрузкой и т.д.), что в свою очередь во многом обуслов-
лено отставанием в развитии систем контроля и расхода элек-
троэнергии.

Приведенная ниже классификация мероприятий имеет це-
лью показать особенности, характер и взаимосвязи планируе-
мых и реализуемых предложений по повышению эффективно-
сти использования электроэнергии. За классификационные
признаки мероприятий приняты: основная техническая сущ-
ность; пути и средства реализации; капиталоемкость; сроки
реализации; технические ограничения.

По преобладающей технической сущности мероприятия
можно разделить на четыре основные группы:

1.	Мероприятия по повышению производственных показа-
телей за счет совершенствования отдельных технологических
процессов.

2.	Мероприятия по снижению потребления активной и ре-
активной мощности и активной энергии путем повышения
энергетических параметров электротехнического оборудования,
а также использования оборудования, соответствующего
предъявляемым требованиям в установившихся и переходных
режимах.

3.	Мероприятия по снижению потерь электроэнергии во
всех элементах системы электроснабжения за счет ее рацио-
нального проектирования и управления режимами при эксплу-
атации.
4.	Мероприятия по совершенствованию договорных отно-
шений и выполнению требований энергоснабжающей органи-
зации для предотвращения применения повышенных ставок и
штрафов, а также использования скидок с тарифов на пользо-
вание электроэнергией.

Основными путями и средствами реализации являются:

внедрение научно обоснованных, рассчитанных на перспек-
тиву норм расхода электроэнергии на различные периоды
планирования, начиная с суток;

использование современных измерительных средств и ав-
томатизированных систем учета, контроля и прогнозирования
расхода электроэнергии, а также целенаправленного управле-
ния электропотреблением;

непрерывное совершенствование системы планирования и
учета потребления электроэнергии в сочетании с совершенст-
вованием тарифной политики и мерами стимулирования;

привлечение научно-исследовательских организаций к ана-
лизу электропотребления и исследованию режимов работы
систем электроснабжения, внедрение законченных научно-
исследовательских и опытно-конструкторских работ, изобрете-
ний и рационализаторских предложений;

совершенствование системы технического обслуживания и
ремонта технологического и электротехнического оборудова-
ния, а также структуры, организации и управления энергети-
ческим хозяйством предприятия.

В целом указанные пути и средства могут быть отнесены к
одному из двух направлений: организационные, направленные
на совершенствование эксплуатационного обслуживания сис-
тем электроснабжения и оптимизацию их режимов, являющи-
еся практически беззатратными или малозатратными, и тех-
нические, направленные на реконструкцию и модернизацию
систем электроснабжения, которые требуют дополнительных
капитальных вложений.

По капиталоемкости мероприятия можно разделить на сле-
дующие:

беззатратные, обслуживание которых не требует дополни-
тельных капитальных вложений или текущих расходов;

малозатратные, реализация которых связана с небольшими
дополнительными затратами (в качестве условной границы
можно принять 5%-й уровень соответствующего экономического
показателя до внедрения мероприятия);

капиталоемкие, осуществление которых связано со значи-
тельными затратами, превышающими указанный выше уро-
вень.
Целесообразность внедрения ресурсоемких мероприятий
определяется по величине экономии Э, достигаемой за счет
реализации мероприятий с учетом нормативного коэффициен-
та капиталовложений Ен и нормативного коэффициента амор-
тизационных отчислений Еа (величина последнего зависит от
характера и вида используемых сооружений и технических
средств), а также с учетом капиталовложений Кр на реконст-
рукцию объекта и дополнительных издержек на обслуживание
и ремонт Ио, связанных с реконструкцией, установкой нового
оборудования, приборов и т.п.

Условие эффективности мероприятий имеет вид

Э > [(Ен + Еа)Кр] + Ио.	(2.1)

По срокам реализации мероприятия можно разделить на
оперативные, реализуемые в течение месяца; среднесрочные,
реализуемые в течение текущего года; перспективные, срок
реализации которых превышает один год и эффект от внедре-
ния не может быть получен в текущем календарном году.

При разработке мероприятий по повышению эффективнос-
ти электропотребления необходимо исключить снижение про-
изводственных показателей предприятия и обеспечить соблю-
дение норм, предусмотренных ПУЭ, ПТЭ и ПТБ.

Широкое распространение получили следующие мероприятия
по повышению эффективности использования электроэнергии:
перевод систем электроснабжения на повышенное номинальное
напряжение; приближение источников питания к центрам на-
грузок; выбор рациональной конфигурации электрических се-
тей; рациональный выбор и оптимизация режима использова-
ния с учетом фактического графика нагрузки силовых транс-
форматоров; разработка и внедрение мероприятий по оптималь-
ной компенсации реактивной мощности с автоматическим управ-
лением ее режимами; поддержание в узлах нагрузки и у элек-
троприемников рационального уровня напряжения, а также нор-
мируемых показателей качества электроэнергии в соответствии
с требованиями ГОСТ 13109-87; выбор типа, мощности и числа
электродвигателей основных производственных установок в за-
висимости от условий их работы и фактической загрузки; вы-
бор рациональных систем электропривода (в первую очередь,
для мощных электроустановок) с широким использованием регу-
лируемых электроприводов; замена малозагруженных электро-
двигателей на двигатели меньшей мощности, соответствующей
условиям работы и параметрам рабочих механизмов; разработка
режимов управления работой электроприемников, обеспечива-
ющих сглаживание графиков нагрузки и участие предприятия
в регулировании графиков нагрузки питающей энергосистемы.
2.3.	НОРМИРОВАНИЕ
ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЕ
ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ

Нормирование электропотребления является пер-
вичной технической базой планирования электропотребления.
Электропотребление нормируется в виде удельных расходов
электроэнергии на единицу продукции или на единицу выпол-
няемой работы. Под нормой удельного расхода электроэнергии
понимают расход электроэнергии, необходимый и достаточный
для выработки единицы продукции или для выполнения еди-
ницы работы в планируемых условиях производства и эксплу-
атации. Экономия электроэнергии имеет место, если фактиче-
ский удельный ее расход соизмерим с прогрессивными норма-
ми, разработанными на основе внедрения в производство но-
вой техники и технологии, рациональной эксплуатации тех-
нологического оборудования и электроустановок.

Прогрессивные нормы удельных расходов электроэнергии
определяются расчетными и экспериментальными методами
технического нормирования, которые базируются на глубоком
знании технологии и организации производства и учете до-
стижений научно-технического прогресса. Широкая номенкла-
тура выпускаемой продукции, многообразие технологических
процессов в промышленности, разнотипность оборудования,
различие в организационных структурах управления электри-
ческим хозяйством предприятий приводят к тому, что для нор-
мирования электроэнергии применяются натуральные, услов-
ные и стоимостные показатели.

Для энергоемких предприятий с небольшой номенклатурой
выпускаемой продукции нормирование электропотребления осу-
ществляется путем отнесения расхода электроэнергии к едини-
це массы или объема готовой продукции. Такие показатели ши-
роко используются в нефтяной и газовой промышленности. Для
машиностроительных предприятий или механических цехов,
которые характеризуются широкой номенклатурой выпускае-
мых изделий, требующих в процессе производства большого
числа разнообразных операций, удельный расход электро-
энергии рекомендуется нормировать путем отнесения расхода
электроэнергии к объему товарной продукции, оцениваемой в
денежных единицах.

Следует отметить, что на предприятиях от 10 до 30 % по-
требляемой электроэнергии не учтено нормами и не лимити-
руется. Это расход на освещение, электропотребление ре-
монтных и вспомогательных цехов и т.п. Фактические удель-
ные расходы на предприятиях почти всегда меньше заданных,
так как нормы устанавливаются от достигнутого уровня без
учета лучших достижений и возможностей экономии электро-
энергии на конкретном предприятии. Фактические удельные
расходы и нормы на один и тот же вид продукции в рамках
одной отрасли могут значительно отличаться. Это различие
определяется многими причинами, в том числе и многими пер-
вичными параметрами технологического процесса и операций.
К числу показателей отдельной операции, влияющих на
удельный расход электроэнергии, относятся физико-хими-
ческие, геометрические и весовые характеристики сырья и ма-
териалов, используемых в производстве, и аналогичные харак-
теристики продукции, получаемой в результате этой операции.
Удельный расход электроэнергии зависит также от выхода
готовой продукции, размеров брака, объема незавершенного
производства, загрузки оборудования и режимов его работы.

Нормирование электропотребления предполагает наличие на
предприятиях системы учета и контроля расхода электроэнер-
гии. Такой учет и контроль должен быть дифференцирован по
технологическим агрегатам, установкам, линиям, производствам,
цехам, предприятию в целом. Это требует оснащения пред-при-
ятий достаточным числом контрольно-измерительных приборов
и рационального размещения их в системе электроснабжения.

Совершенствование существующих и применение новых
технологий является одним из эффективных направлений
экономии электроэнергии в промышленности. При этом, как
правило, требуются значительные капитальные вложения и
время, однако получаемый эффект может быть очень большим.
Особенно перспективно это направление на стадии проекти-
рования новых и реконструкции действующих производств.
Примеры его успешного применения имеются в различных
отраслях промышленности. Так, перевод производства по вы-
работке метанола на природный газ с использованием бескон-
версных технологических схем с высокой производительнос-
тью агрегатов позволил уменьшить удельный расход энергии в
2,6 раза по сравнению с традиционной технологией. В энерго-
емких отраслях промышленности (таких как химическая, неф-
тяная, газовая и др.) значительная часть потребляемой элект-
роэнергии приходится на долю компрессорных установок. В
этих условиях актуальными становятся вопросы совершенство-
вания технологий за счет утилизации вторичных энергоресур-
сов (ВЭР), в частности низкопотенциальных, к которым отно-
сится теплота сжатия систем компримирования газов.
2.4.	СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ОТ ПРОВЕДЕНИЯ
ОРГАНИЗАЦИОННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ

Потери электроэнергии в элементах сети и элек-

троприемниках систем промышленного электроснабжения мо-
гут достигать 5~ 10 % от общего электропотребления.

Потери электроэнергии в электрических сетях определяют-
ся прежде всего потерями в линиях и трансформаторах. Ме-
тоды расчета потерь электроэнергии основываются на различ-
ных приемах перехода от потерь мощности к потерям энергии
за расчетный период, что определяет их погрешность и об-
ласть применения. Наиболее широко используются детерми-
нированные методы, в которых на основании выбранного ха-
рактера режима определяются потери мощности, считающиеся
неизменными в течение расчетного периода.

В методе расчета потерь электроэнергии АГИ по графику
нагрузок ветвей, известном так же как метод графического ин-
тегрирования, потери мощности находят для каждой ступени
графика (суточного или годового) АР;. Соответственно для
каждой ступени длительностью А^ потери электроэнергии
составят

АГИ; = кРДф

(2.2)

Потери за расчетный период Т = 2АС (г = 1,...,ге) составят

АГИ = ЕАРД/ф

(2.3)

Данный метод достаточно точен при достоверной исходной
информации, но трудоемок как при расчетах, так и при полу-
чении информации о нагрузках.

Для реализации метода потери мощности на каждой ступе-
ни графика в линиях АРл; и трансформаторах АРт; /-й ветви
можно найти по формулам

\РЛ]=5]КЛ]/Ц];

Мф = 5^) + АРх;,

(2.4)

где 5- и (/• - соответственно мощность нагрузки и напряжение
/-й ветви; 7? - сопротивление линии; 7? , АР , АР и 5Н -
соответственно активное сопротивление, потери короткого за-
мыкания, потери холостого хода и номинальная мощность
трансформатора.
Наиболее простой метод расчета потерь электроэнергии по
времени наибольших потерь. Здесь в качестве расчетного вы-
бирается режим, в котором потери мощности наибольшие -
АРн6, что соответствует передаче по элементам ветви электри-
ческой сети максимальной мощности 5н6. Умножая АРн6 на
время наибольших потерь т, получим потери энергии

АТУ = АРн6т.	(2.5)

Для годового промежутка времени величина т есть такое
время, в течение которого при передаче максимальной мощнос-
ти потери электроэнергии получаются такими же, как при на-
грузке, изменяющейся в течение года по действительному гра-
фику. Для типовых годовых графиков нагрузки т определяется
по эмпирической формуле

т = (0,124 + Тн6-101)2 • 8760,	(2.6)

где Тн6 - время использования максимальной нагрузки.

Значения Тн6 и более точные значения т можно найти в
справочной литературе. Ориентировочно значение Тн6 может
быть принято равным: для осветительно-бытовой нагрузки -
1350-3400 ч; для одно-, двух- и трехсменных промышленных
предприятий соответственно 2000-3000, 3000-4500, 4500-8000 ч.

В соответствии с данным методом потери энергии в линии
и трансформаторе /-й ветви будут равны:

(2.7)

АН;;=(АД;5[у; 52к + АД;Г.

где 5н6- и 1}н6]- - максимальная мощность нагрузки и соответст-
вующее напряжение на нагрузке, подключенной к /-й ветви.

Для сетей напряжением 6 (10) кВ и ниже используется ме-
тод расчета потерь по среднеквадратичному току 1СК, соглас-
но которому потери в линии и трансформаторе за время Т
равны:

АВ/ = 3/2 К Т;

(2.8)
АЯ/^З^^Т + А^Т.

При определении 7СК используют ряд подходов:

по суточному графику нагрузки

1й =а/(2||2/24)’ (/= 1””’ 24);	(2’9)
по среднему току

/ск = Мср>	<2Л0>

где кф - коэффициент формы, принимаемый для сетей 6-
110 кВ равным 1,05-1,15; 7 - средний ток, определяемый по
значениям переданной по ветви активной \\г,, и реактивной

энергии за время Т и среднему напряжению С7ср,

Ср = д/(^Р + %)/7зНсрТ;	(2.11)

по наибольшему току

1СК = 1н6(0,124 + Тн6-10-4),	(2.12)

где 1н6 = ^(Я4 + я/0)/7засртн6.

Из организационных мероприятий по снижению потерь
электроэнергии наибольшее внимание уделяется режимным.
Рассмотрим некоторые из режимных мероприятий, способст-
вующих снижению потерь электроэнергии в электрических
сетях.

Выравнивание графика нагрузки. Как следует из формулы
(2.10), на величину потерь электроэнергии влияет коэффици-
ент формы графика нагрузки. Коэффициент кф в свою очередь
зависит от времени использования максимальной нагрузки Тн6
или обратной ему величины - коэффициента заполнения гра-
фика к3.

кф = (1090/Тн6) + 0,876 = (0,124/&3) + 0,876.	(2.13)

Снижение потерь электроэнергии бАТУ при выравнивании
графика нагрузки определяют по формуле

= А1У(1-^/^),	(2.14)

где АТУ - исходные расчетные потери электроэнергии; и
/гф2 - значения коэффициента формы до и после выравнивания
графика нагрузки.

Выравнивание нагрузок фаз в сетях напряжением 380 В. В
ряде случаев в сетях напряжением 380 В преобладают одно-
фазные электроприемники, которые могут быть неравномерно
подключены по фазам, что обусловливает неравномерность
загрузки фаз ветвей электрической сети. Неравномерная за-
грузка фаз увеличивает потери электроэнергии в них и созда-
ет дополнительные потери в нулевом проводе. Количественной
мерой неравномерности является коэффициент к„ увеличения
потерь:
^н=з[а>^+1|)/(1л+4+1с)2]х

х (1 + 1,57?0 / 7?ф) - 1,57?0 / 7?ф,	(2.15)

где Ко и Кф - сопротивление соответственно нулевого и фаз-
ного проводов; 1а, 1в, 1с - ток соответствующих фаз.

Для уменьшения коэффициента к,, необходимо периодичес-
ки после замеров перераспределять нагрузку между фазами.
Величину снижения потерь электроэнергии можно оценить по
формуле

бАЯ/ =	- ^н2),	(2.16)

где кп1, кп2 ~ значения коэффициента до и после выравнивания
нагрузок фаз; АП7 - потери электроэнергии в режиме симмет-
ричных нагрузок.

Оптимизация регулирования напряжения в центрах пита-
ния разомкнутых электрических сетей. Практически все сети
напряжением до 35 кВ и значительная часть сетей 110 кВ от-
носятся к сетям с разомкнутой структурой. Основное назначе-
ние средств регулирования напряжения, установленных в
центрах их питания (шины районных подстанций и ГПП
предприятий), состоит в обеспечении допустимых отклонений
напряжения у электроприемников, присоединенных к сетям 6
(10) кВ и ниже. В настоящее время в центрах питания сетей
6 (10) кВ, как правило, применяются трансформаторы с уст-
ройствами регулирования под нагрузкой (РПН), которые обес-
печивают встречное регулирование напряжения и позволяют
снизить потери электроэнергии. Относительное изменение
потерь электроэнергии в активных сопротивлениях линий и
трансформаторов 6 А11' при изменении напряжения можно
оценить по выражению

8А1П = 2 А11' 8(7/100,

где 6(7 - величина изменения напряжения, %.

Однако при увеличении напряжения несколько возрастают
потери холостого хода трансформаторов и в соответствии со
статическими характеристиками нагрузки по напряжению по-
вышается потребление электроэнергии электроприемниками.
Поэтому фактическое снижение потерь электроэнергии с уче-
том приведенных факторов рекомендуется определять по фор-
муле

6А1У = 1,5А1У 6(7/100.	(2.17)

Данные формулы верны, если в течение всего периода вре-
мени, за которое определены значения АП7, напряжение по-
вышено на 81}. Но это не соответствует реальности, поскольку
напряжение в различных режимах изменяется по-разному.
Обычно все режимы сводятся к двум расчетным - максималь-
ных и минимальных нагрузок. При этом относительную про-
должительность режима максимальных нагрузок определяют
по формуле

= (^з - ^тщ)/(1 - ^ты),	(2.18)

где Р. - коэффициент заполнения графика нагрузок; &т1п - ко-
эффициент, равный отношению наименьшей нагрузки к наи-
большей.

Относительная продолжительность режима минимальных
нагрузок 12 определяется по формуле 12 = 1 _ Снижение
потерь электроэнергии в сети питающей узел нагрузки 6 (10) кВ
при изменении в них в режимах максимальных и минималь-
ных нагрузок напряжения соответственно на и Ы}2 соста-
вит

8АП/ = (1,5АП//100)[а18С71 + ^Хп8^2)^1 + ^п)] •	(2-19)

Оптимизация режимов замкнутых сетей по реактивной
мощности и коэффициентам трансформации. Замкнутая
структура характерна для сетей энергосистемы. Здесь все ре-
жимы сводят к двум расчетным - максимальных и минималь-
ных нагрузок. Для них при оптимизации режимов определяют
величину снижения потерь мощности и Ь\Р2 соответст-
венно и по ним находят снижение потерь электроэнергии:

8А1П = (8АРД! + Ь\Р212)Т,	(2.20)

где С и 12 - относительная продолжительность режима макси-
мальных и минимальных нагрузок; Т - расчетный период.

Отключение трансформаторов в режимах малых нагрузок.

Значительное число подстанций крупных промышленных
предприятий оборудовано двумя одинаковыми по паспортным
данным трансформаторами. Отключение одного из трансфор-
маторов в часы минимальной нагрузки подстанции, если это
до-пустимо по условиям технологии и надежного электроснабже-
ния, может оказаться достаточно эффективным мероприятием.

Известно, что КПД трансформатора является нелинейной
функцией загрузки и выражается несимметричной параболи-
ческой кривой, определяемой практически независимыми от
нагрузки потерями в стали и изменяющимися в квадратичной
зависимости от нагрузки потерями в обмотках. Минимальные
потери в трансформаторе, отнесенные к единице передаваемой
мощности, достигаются при загрузке

К3 = ^АРх/АРк ,	(2.21)

где АРХ, А/\ - потери холостого хода (в стали) и потери ко-
роткого замыкания (в обмотках) трансформатора.

Для двухтрансформаторной подстанции отключение одного
из двух трансформаторов целесообразно, если нагрузка 5 под-
станции удовлетворяет условию

5<5н = д/2АРх/АРк ,	(2.22)

где 5Н - номинальная мощность трансформатора.

Управление работой компенсирующих устройств. Основ-
ной задачей эксплуатационного персонала промышленного
предприятия является доведение степени компенсации реак-
тивной мощности до заданного энергосистемой значения при
оптимальном использовании всех компенсирующих средств.
Так как потери электроэнергии в синхронных двигателях
(СД) при генерации реактивной мощности значительно пре-
восходят потери в батареях конденсаторов (БК), то в первую
очередь наиболее полно должны использоваться БК.

Как правило, график работы компенсирующих устройств
должен соответствовать графику потребления реактивной
мощности предприятия. Регулирование режима работы источ-
ников реактивной мощности должно осуществляться по воз-
можности непрерывно, автоматически, по заданному энергоси-
стемой параметру. Наиболее совершенным является регулиро-
вание реактивной мощности воздействием на регуляторы воз-
буждения СД. Регулирование БК осуществляется дискретно,
путем включения или отключения отдельных секций, что при-
водит к менее точному регулированию. Обычно часть батареи
выполняется нерегулируемой, мощность ее определяется ми-
нимальной суточной реактивной нагрузкой.

Наиболее целесообразно осуществлять отключение источ-
ника реактивной мощности или его части в часы минимума
нагрузки реактивной мощности автоматически. При отсутствии
автоматического должно использоваться ручное регулирование,
выполняемое дежурным персоналом, путем включения и от-
ключения секции БК по заданному временному графику.

Наибольшее значение имеет снижение реактивной мощнос-
ти потребителем в часы прохождения максимума активной на-
грузки энергосистемы. Значения реактивной нагрузки потре-
бителя в часы максимума устанавливаются энергоснабжающей
организацией и контролируются при помощи счетчика реак-
тивной энергии с указателем 30-минутного максимума реактив-
ной нагрузки. При отсутствии реактивных счетчиков с указа-
телем максимума учет реактивной нагрузки производится по
записям получасовых показаний обычных реактивных электро-
счетчиков .

Регулирование режимов работы электродвигателей. Наи-
более распространенные в промышленности асинхронные дви-
гатели рассчитываются таким образом, чтобы при рабочем ре-
жиме КПД и созф у них были близки к максимальным. Однако
загрузка реальных двигателей далека от номинальной и часто
не превышает 40-60 %. В этом случае лучшие энергетические
показатели двигателя могут быть обеспечены путем снижения
напряжения питания. При частичной нагрузке, когда нет угро-
зы нарушения устойчивости, уменьшение напряжения позво-
ляет увеличить КПД и со8ф, так как пропорционально напря-
жению уменьшаются поток, ток холостого хода и магнитные
потери. Каждой нагрузке двигателя соответствует свое опти-
мальное значение напряжения, при котором постоянные поте-
ри равны переменным. Чем ниже нагрузка, тем меньше это
оптимальное значение напряжения. Точно так же для каждой
нагрузки существует напряжение, при котором со8ф имеет
максимум. Таким образом, желательно при частичных нагруз-
ках снижать напряжение питания, для того чтобы КПД и со8ф
поддерживались на высоком уровне. На практике же довольно
распространенным является наихудший случай - работа недо-
груженного двигателя при напряжении 1,111я, что дает умень-
шение КПД и созф АД до 25 %,

Регулировать напряжение при работе двигателей с нагруз-
кой, меньшей номинальной, можно за счет использования уст-
ройств переключений без возбуждения (ПБВ) и устройств
РПН трансформаторов. Определить наиболее рациональное
напряжение питания асинхронного двигателя (АД) можно ис-
ходя из различных подходов. Наиболее целесообразно регули-
ровать напряжение, обеспечивая или максимальное значение
КПД, или со8ф = со8фном. При регулировании напряжения по
максимальному значению со8ф значение КПД оказывается
низким. Однако и последний подход к регулированию напря-
жения может оказаться рациональным, например, в автоном-
ных системах электроснабжения.

Таким образом, выбором рационального уровня питающего
напряжения можно обеспечить существенное повышение энер-
гетических показателей АД и, следовательно, значительную
экономию электрической энергии для предприятия. Вместе с
тем уменьшение напряжения питания двигателей нецелесооб-
разно, если могут возникнуть проблемы с устойчивостью элек-
тродвигательной нагрузки предприятия при возмущениях в
системе его электроснабжения.

Приведенные выше выражения для расчета потерь от про-
ведения тех или иных организационных мероприятий ориен-
тированы на предварительную приближенную оценку их эф-
фективности. Учитывая сложность и взаимосвязанность режи-
мов работы электроприемников и электрических сетей систе-
мы промышленного электроснабжения, организационные меро-
приятия по выбору рациональных режимов целесообразно
осуществлять, опираясь на единую расчетную схему электро-
технической системы предприятия.

2.5.	СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ОТ ПРОВЕДЕНИЯ
ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ

Технические мероприятия, как правило, являются
высокозатратными и реализуются на стадии реконструкции
системы электроснабжения предприятия. В значительной сте-
пени задачи рационального построения электротехнических
систем предприятия на стадии проектирования новой и рекон-
струируемой системы совпадают. Решение задач рационально-
го проектирования электротехнических систем рассматривает-
ся в специализированных дисциплинах. В данном разделе
приведены примеры мероприятий, характерных для стадии
реконструкции систем; обращается внимание на влияние из-
менения экономических показателей и их соотношений на со-
ставляющие затрат, определяющих принятие решений. Рас-
четное снижение потерь электроэнергии от проведения техни-
ческих мероприятий зависит от точности определения потерь
до и после внедрения мероприятия. Если технические меро-
приятия сопровождаются организационными, последние также
должны учитываться при определении эффективности.

К техническим относятся мероприятия по реконструкции и
модернизации электротехнических систем. Они, как правило,
связаны с заменой или установкой дополнительного оборудо-
вания. При эксплуатации промышленных электротехнических
систем такими мероприятиями являются установка дополни-
тельных компенсирующих устройств разных напряжении, за-
мена недогруженных и перегруженных трансформаторов, пе-
реход на сети повышенного напряжения (10 кВ вместо 6 кВ
или на 0,66 кВ вместо 0,38 кВ), замена нерегулируемых элект-
роприводов на регулируемые, ввод в работу устройств автома-
тического регулирования напряжения на трансформаторах и
компенсирующих устройствах и др.

Установка компенсирующих устройств. Одно из самых
эффективных технических мероприятий. При этом, чем ближе
к потребителю установлено компенсирующее устройство, тем
большее снижение потерь электроэнергии оно обеспечит. Рас-
чет взаимоувязанных значений оптимальных мощностей ком-
пенсирующих устройств в сетях энергосистемы и потребите-
лей производят по специальным оптимизационным програм-
мам. Отметим, что при работе компенсирующих устройств в
них теряется часть активной мощности и электроэнергии, что
должно быть учтено при определении их эффективности. Для
батарей статических конденсаторов мощностью (?БК потери
электроэнергии в них могут быть определены по формуле
АМ'ы; =	,	(2.23)

где а - относительные потери в БК, принимаемые для напря-
жения 6 (10) кВ равными 0,002 кВт/квар, а для напряжения
380 В - 0,004 кВт/квар; Т - время работы БК.

Компенсирующая способность синхронных двигателей оп-
ределяется наибольшим значением генерируемой реактивной
мощности С?сд, которая рассчитывается по формуле
Осд = атахЛШн/Вн,	(2.24)

где Рн, 1§фн, т]н - номинальные характеристики двигателя;
атах _ наибольшая допустимая нагрузка СД по реактивной
мощности (в относительных единицах), зависящая от типа
двигателя, загрузки по активной мощности и значения напря-
жения на его зажимах.

При номинальном напряжении на зажимах значения атах
составляют:

для двигателей СДН 6 (10) кВ - 1,21 при нагрузке 90 % и
1,33 при нагрузке 70 %;

для двигателей СТД 6 (10) кВ - 1,23 при нагрузке 90 % и
1,43 при нагрузке 70 %.

При снижении напряжения значение атах несколько увели-
чивается.

При определении затрат энергии на генерацию реактивной
мощности СД потери энергии рассчитываются по формуле
АЯ/БК = {ф^/о^+ф2о2/о2)\т,

(2.25)

гДе ~ номинальная реактивная мощность СД; I), и И2 ~ по-
стоянные величины (кВт), значения которых представлены в
справочной литературе.

Для двигателей серии СТД на напряжение 6 и 10 кВ ори-
ентировочные значения 721 и I), соответственно составляют:

СШИрШЮЧпЫс опаЧСПИл ।	С(Д(Д 1 НС 1С 1 хэСНхЮ СОС 1 сШЛлК) 1 .

СТД-630-2 - 2,3 и 3,1; СТД-800-2 - 2,8 и 4,0; СТД-1000-2 -
3,6 и 4,4; СТД-1250-2 - 3,8 и 4,4; СТД-1600-2 - 4,6 и 5,5; СТД-
2000-2 - 5,3 и 6,8; СТД-2500-2 - 6,1 и 7,1; СТД-3200-2 - 7,7 и
8,9; СТД-4000-2 - 9,4 и 11,1; СТД-5000-2 - 10,4 и 13,2; СТД-
6300-2 - 10,6 и 14,8; СТД-8000-2 - 12,3 и 17,7.

Выбор рациональных напряжений электрических сетей.
За последние десятилетия качественно изменился характер
электропотребителей промышленных предприятий, что связа-
но с увеличением мощности технологических установок и агре-
гатов. В настоящее время общая установленная мощность элек-
троприемников предприятий достигает нескольких сотен мега-
ватт, единичная мощность электроприводов - десятков мега-
ватт, общая установленная мощность низковольтных электро-
приемников отдельных предприятий приближается к 100 МВт.
Одним из эффективных способов снижения потерь электро-
энергии при реконструкции является рациональный выбор
уровня напряжения в распределительных сетях предприятия.
Перевод внешних и внутренних электрических сетей пред-
приятий на повышенное напряжение (без изменения сечения
линий) снижает потери электроэнергии в линиях электропе-
редач пропорционально квадрату отношения повышенного и
исходного напряжений. При проектировании системы элект-
роснабжения нового или реконструкции действующего пред-
приятия повышенное напряжение позволяет уменьшить сече-
ния линий. В этом случае изменение потерь в линии
(измеряемое в киловатт-часах) определяется по формуле

АIV = Зр /. Т(12 / Д + II / Р2),

(2.26)

где р - удельное сопротивление материала провода, Ом-м; к -
длина линии, км; Т - расчетный период, ч; Ц, 12 - значения
токов в проводниках линии при меньшем и большем напряже-
нии соответственно, А; Р{, Р2~ соответствующие сечения про-
2

ВОДНИКОВ линии, мм .

Выбор рационального напряжения является комплексной
задачей. С одной стороны, увеличение напряжения может поз-
волить снизить потери электроэнергии и сечения проводни-
64
ков, а с другой - требует увеличения качества изоляции линий
электропередачи и электрооборудования. Кроме того, приме-
нение напряжения 0,66 кВ может потребовать установки до-
полнительных трансформаторов с вторичным напряжением
220 В для питания осветительной и мелкой силовой (до 2 кВт)
нагрузки. Тем не менее эффективность применения повышен-
ного напряжения 10 кВ (вместо 6 кВ) и 0,66 кВ (вместо 0,38
кВ) общепризнана. Помимо экономии цветного металла и воз-
можности снижения потерь в линиях напряжение 0,66 кВ поз-
воляет использовать двигатели мощностью до 600-700 кВт, ко-
торые имеют лучшие технико-экономические показатели, чем
двигатели той же мощности на напряжение 6 (10) кВ. Внед-
рение повышенных напряжений в промышленности ограниче-
но из-за отсутствия достаточной номенклатуры электротехни-
ческой аппаратуры, приборов, комплектного оборудования на
0,66 кВ и электродвигателей 10 и 0,66 кВ.

Вопросы выбора электрооборудования систем электро-
снабжения. Основными элементами электрических сетей, оп-
ределяющими общую величину потерь электроэнергии, явля-
ются трансформаторы и линии электропередачи.

Значение коэффициента загрузки трансформатора, опреде-
ленное выше [см. формулу (2.21)], при реконструкции элект-
рических сетей может служить ориентиром для выбора мощ-
ности трансформатора только в первом приближении. При
принятии решений о загрузке трансформаторов на стадии ре-
конструкции электрических сетей должны более полно учиты-
ваться технико-экономические условия эксплуатации транс-
форматора. Критерием эффективности при выборе мощности
трансформатора, как и другого электрооборудования, является
минимум приведенных затрат. В данном случае достаточная
целевая функция, подлежащая минимизации по коэффициенту
загрузки К3, имеет вид

3 = (ЕНК + А1ПТСО) -* шт,

(2.27)

где Ен - нормативный коэффициент; К - капитальные затра-
ты; Л1ЕТ - потери электроэнергии в трансформаторе за год;
Со - стоимость электроэнергии.

Потери электроэнергии в трансформаторе за год

АП;=А/(/О + АР.Т.

(2.28)

где К3 = 5тах/5Н - коэффициент загрузки трансформатора,
равный отношению максимальной мощности нагрузки к номи-
нальной мощности трансформатора; I, Т - время максималь-
ных потерь и число часов работы трансформатора в году соот-
ветственно.

При оптимизации в выражениях (2.27) и (2.28) необходимо
учитывать зависимость величин К, А/\ и АР. от номинальной
мощности трансформатора, а также заданную нагрузку.

Установленная на основании принятого критерия опти-
мальная загрузка трансформаторов мощностью 630-16 000 кВ-А
колеблется в пределах от 50 до 90 %. Причем с увеличением
стоимости электроэнергии и мощности трансформатора опти-
мальное значение загрузки уменьшается.

Анализ данных по основным электроэнергетическим по-
казателям промышленных предприятий свидетельствует о
значительном недоиспользовании мощности трансформаторов.
При этом действительные коэффициенты загрузки трансфор-
маторов колеблются в пределах 0,1-0,5. Завышение транс-
форматорной мощности при проектировании новых и реконст-
рукции действующих электрических сетей вызвано рядом
причин, в том числе несовершенством расчетных методик,
высоким шагом шкалы мощностей, принятой в отечественной
номенклатуре (около 1,6 против 1,25 принятого в международ-
ной практике), и др. Отметим, что для крупных промышлен-
ных комплексов с большим объемом электродвигательной на-
грузки, для которых могут остро стоять проблемы устойчивос-
ти при возмущениях в системе электроснабжения, некоторое
завышение мощности трансформаторов на ГПП может ока-
заться оправданным. Однако такое решение должно быть обос-
новано и подтверждено соответствующими технико-
экономическими расчетами.

Как отмечалось выше, критерий минимальных затрат явля-
ется обобщающим при принятии решений о проведении высо-
козатратных технических мероприятий. Возвращение к данно-
му исходному критерию может оказаться целесообразным и
при решении достаточно известных вопросов. Например, во-
просов выбора сечений проводов и жил кабелей. Из формул,
приведенных в разд. 2.4, видно, что большое значение для со-
кращения потерь в линиях имеет правильный выбор сечений с
учетом экономических условий. В соответствии с методикой
выбора сечений по экономической плотности тока экономичес-
кое сечение Рж определяется по формуле

У,к = 1//эк,	(2.29)

гДе /эк _ значение экономической плотности тока.

Значение экономической плотности тока, принятое в РФ,
равно 1,1-1,3 А/мм2, тогда как в зарубежной практике /эк ни-
же - около 0,6-0,8 А/мм2, что приводит к выбору больших
сечений при тех же условиях, а следовательно, и к меньшим
потерям электроэнергии в сетях. В нашей стране основное
внимание уделялось экономии цветного металла, что привело к
завышению значений экономической плотности тока и, как
следствие, к увеличению потерь в линиях. При использовании
методики, основанной на расчете ежегодных приведенных за-
трат, экономическое сечение, как правило, получается на одну-
две ступени выше по шкале сечений, чем рассчитанное по
экономической плотности тока.

Общие рекомендации по выбору электроприводов. Важ-
ными техническими мероприятиями по энергосбережению,
принимаемыми на стадии реконструкции, являются мероприя-
тия по замене существующих электроприводов. При этом не-
редко благодаря наличию более достоверной исходной инфор-
мации (проверенной на практике) на стадии реконструкции
можно добиться лучших результатов по обеспечению экономии
электроэнергии, чем на стадии проектирования нового пред-
приятия. Замена электроприводов требует проработки ряда
вопросов, к основным из которых относятся рациональный вы-
бор электродвигателей по виду, типу и мощности и использо-
вание экономичных управляемых электроприводов.

Вопросы выбора мощности электродвигателей являются ис-
ходными при проектировании и реконструкции электротехни-
ческих систем предприятий. Выбор мощности электродвигате-
ля на основе технологических параметров рабочих механизмов
должен осуществляться по действующим методикам примени-
тельно к отдельным классам технологического оборудования.
При этом следует избегать использования завышенных значе-
ний коэффициентов запаса по установленной мощности. За-
мена малозагруженных электродвигателей двигателями мень-
шей мощности целесообразна с позиций энергосбережения во
всех случаях, когда средняя нагрузка работающего двигателя
составляет менее 40 % номинальной мощности. При значениях
загрузки 40~70 % целесообразность замены электродвигателя
должна быть подтверждена расчетами, а при загрузке более 70 %
замена электродвигателя менее мощным экономически нецеле-
сообразна.

Выбор электродвигателя по принципу действия (АД или
СД) выполняют, учитывая пусковые и нагрузочные режимы,
условия обслуживания, требования к стабильности частоты
вращения и режим потребления реактивной мощности на
предприятии. По двум первым факторам преимущество имеют
АД, а по двум другим - СД.
По сравнению с асинхронными синхронные двигатели
имеют следующие преимущества.

1.	Возможность регулирования значения и изменения знака
реактивной мощности. Если генерирование реактивной мощно-
сти не требуется, СД может работать с коэффициентом мощ-
ности (созф), равным единице.

2.	Коэффициент полезного действия СД, как правило, на
1-3 % выше, чем у АД той же мощности. Это объясняется тем,
что потери в стали СД меньше, чем у АД; электрические по-
тери в статоре также меньше у СД вследствие лучшего коэф-
фициента мощности, а остальные потери примерно равны.

3.	Наличие относительно большого воздушного зазора (в 2-
4 раза больше, чем у АД) повышает надежность эксплуатации
в условиях возможных перегрузок двигателя.

4.	Постоянная частота вращения СД на 2-5 % выше, чем у
АД, что обеспечивает более высокую производительность ме-
ханизма.

5.	Напряжение сети влияет на максимальный момент СД
меньше, чем на максимальный момент АД. Уменьшение макси-
мального момента СД вследствие понижения напряжения мо-
жет быть компенсировано форсированием его тока возбужде-
ния.

6.	Синхронные двигатели могут быть изготовлены на низ-
кую номинальную частоту вращения, благодаря чему отпадает
необходимость в механических передачах, экономится площадь
под электропривод, снижаются капитальные затраты и устра-
няются потери в передачах.

7.	Стоимость и масса СД (без учета системы возбуждения)
на 15~20 % превосходит аналогичные показатели АД. Однако,
если учесть стоимость и массу конденсаторных батарей, необ-
ходимых для повышения коэффициента мощности АД, массо-
во-стоимостные показатели СД оказываются меньше, чем для
АД.

К преимуществам асинхронных двигателей по сравнению с
синхронными относятся:

1)	простота конструкции и процедуры пуска;

2)	лучшая управляемость в аварийных режимах, связанных
с провалами напряжения из-за возмущений в системе электро-
снабжения: электромагнитные процессы в АД затухают быст-
рее, чем в СД, и не требуют мероприятий и средств для обес-
печения гашения поля; синхронные двигатели, подпитывая в
течение более продолжительного времени, чем АД, место КЗ,
оказывают вредное влияние на элементы системы электро-
снабжения; системы автоматического повторного пуска и само-
запуска АД проще, чем СД;

3)	приспособленность для работы во взрывоопасных и сы-
рых помещениях;

4)	менее квалифицированное обслуживание.

Преимущества АД в наибольшей степени проявляются в
электроприводах малой и средней мощности. В электропри-
водах большой мощности АД наиболее эффективны в промы-
шленных комплексах со сложными непрерывными техноло-
гиями (например, газоперерабатывающие заводы), работающих
в условиях частых возмущений в системе электроснабжения.

Преимущества СД проявляются при больших мощностях
электропривода. В нефтяной и газовой промышленности СД
находят широкое применение, при этом важно установить
правильное соотношение между мощностью СД и АД на про-
мышленных объектах.

Выбор типа двигателя производится согласно номенклатуре
двигателей, выпускаемых промышленностью для определенных
условий работы, и специальному исполнению. При возможно-
сти использования электродвигателей открытого исполнения
в соответствии с условиями окружающей среды и правилами бе-
зопасности не рекомендуется применять электродвигатели в
закрытом (защищенном) исполнении. Электродвигатели закры-
того типа обычно имеют худшие энергетические показатели. Це-
лесообразно ограничивать использование электродвигателей с
фазным ротором, а также низкооборотных (1000 об/мин и менее)
АД, имеющих более низкие энергетические характеристики.

Применение регулируемого электропривода - одно из са-
мых прогрессивных направлений совершенствования промыш-
ленных электротехнических систем, обеспечивающих значи-
тельную экономию электроэнергии. Выбор вида регулируемого
электропривода для конкретной установки осуществляется с
учетом различных факторов: соотношения стоимости электро-
оборудования и электроэнергии, условий эксплуатации, удоб-
ства размещения оборудования, вида рабочих механизмов, тре-
бований и особенностей технологических режимов и процес-
сов, квалификации обслуживающего персонала и др. Различен
подход к выбору привода для вновь проектируемых и реконст-
руируемых объектов. Вследствие этого не существует какого-
либо одного вида электропривода, который должен применять-
ся во всех установках.

В нефтяной и газовой промышленности самыми распрост-
раненными видами рабочих механизмов являются насосные и
газоперекачивающие установки с турбомашинами.
В турбомашинах мощностью 75-500 кВт и даже до не-
скольких тысяч киловатт наиболее целесообразно применение
регулируемого электропривода с частотными преобразовате-
лями или электромагнитными муфтами скольжения индуктор-
ного типа (ИМС). Частотные преобразователи выполняются
на базе автономных инверторов тока (АИТ) или автономных
инверторов напряжения (АИН). Частотные преобразователи
на базе АИН с широтно-импульсной модуляцией имеют более
высокие энергетические характеристики за счет того, что на
выходе преобразователя обеспечивается форма кривой тока и
напряжения, приближающаяся к синусоидальной. Схема час-
тотного преобразователя с промежуточным звеном постоянного
тока с инвертором напряжения приведена на рис. 2.1. Харак-
терной особенностью использования ИМС является наличие
потерь скольжения, которые выделяются в виде теплоты в
якоре ИМС. Потери мощности скольжения ИМС могут дости-
гать 10~15 % номинальной мощности электропривода.

Для турбомашин мощностью 250-2000 кВт может найти
применение электропривод по схеме асинхронно-вентильного
каскада (АВК). Регулируемый электропривод по схеме АВК
представлен на рис. 2.2. В этом электроприводе регулирование
частоты вращения электродвигателя осуществляется изменени-
ем ЭДС, вводимой в обмотку ротора АД с фазным ротором.
Энергия скольжения ротора рекуперируется в питающую эле-
ктрическую сеть через преобразователь АВК. Электропривод по
схеме АВК имеет некоторые особенности, определяющие целе-
сообразность использования его в турбомашинах: мощность
преобразователей АВК существенно зависит от глубины регу-
лирования электропривода по скорости. Изменяя значения вы-
прямленного напряжения от нуля до номинального напряже-
ния ротора, можно регулировать частоту вращения электро-
двигателя в полном диапазоне от номинального значения до
нуля. Сравнительно высокие значения роторного напряжения
требуют в этом случае применения сложных и громоздких
преобразователей АВК. Ограниченный диапазон регулирова-
ния (до 30~50 % номинального значения) позволяет использо-
вать менее мощные и, следовательно, более простые и деше-
вые преобразователи. Существенный недостаток электропри-
вода по схеме АВК некомплектная поставка его элементов
(электродвигателя, преобразователей, станции управления),
поставляемых на объект по отдельности.

Для агрегатов большой мощности (до 1600-5000 кВт) целе-
сообразно применять электропривод на основе вентильного
двигателя. Схема вентильного электродвигателя представлена
Рис. 2.1. Схема частотно-регулируемого электро-
привода с инвертором напряжения

50 Гц

Рис. 2.2. Регулируемый электропривод насоса по
схеме АВК:

/ - электродвигатель с фазным ротором; 2 - не-
управляемый выпрямитель; 3 ~ управляемый
инвертор; 4 - сглаживающий дроссель; 5 - согла-
сующий трансформатор; 6 - система импульсно-
фазового управления (СИФУ) инвертора; 7 -
технологический регулятор; 8 - насос; 9 ~ датчик
технологический (давления); 10 - задатчик
Рис. 2.3. Схема вентильного электродвигателя:

1 ~ управляемый выпрямитель; 2 - управляемый инвертор; 3 ~ сглаживаю-
щий дроссель; 4 - синхронный двигатель; 5 - датчик положения ротора дви-
гателя; 6 - система импульсно-фазового управления инвертора; 7 - насос; 8 -
система управления выпрямителем

на рис. 2.3. Вентильным электродвигателем называется элект-
ромеханическая система, состоящая из преобразователя часто-
ты, синхронного электродвигателя и устройства, указывающего
положение его ротора в пространстве. Вентильный электро-
двигатель является одним из самых сложных и дорогих видов
регулируемого электропривода, поэтому его применение, как
правило, оказывается целесообразным только для привода
мощных рабочих механизмов.

Приведенные рекомендации по выбору регулируемого элек-
тропривода носят общий характер и справедливы при сущест-
вующем соотношении цен на электроэнергию и оборудование,
используемое в электроприводе, а также при действующих
нормах амортизации и сроках окупаемости. Более полные ре-
комендации по выбору вида регулируемого электропривода для
конкретных установок даны в последующих главах книги и в
специальной литературе.
2.6.	ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ

ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ТИПА ПРИВОДА
ПРОМЫШЛЕННОЙ УСТАНОВКИ

Производительность промышленной установки,
качество выпускаемой продукции, экономическая эффектив-
ность, экологичность и безопасность в значительной степени
определяются типом привода. Так, буровая установка может
иметь дизельный, дизель-электрический или электрический
привод основных механизмов. Газоперекачивающие агрегаты
магистральных газопроводов могут оснащаться газотурбинным
или электрическим приводом.

Выбор рациональной системы привода для данной промыш-
ленной установки представляет собой конкретную технико-
экономическую задачу и обычно носит сравнительный харак-
тер. Например, применительно к турбомашинам (центро-
бежным насосам, компрессорам, вентиляторам) такими задача-
ми могут быть:

определение целесообразности применения электрического
привода вместо неэлектрического (например, газотурбинного);

выбор рационального варианта нерегулируемого электро-
привода (синхронного или асинхронного);

сравнение различных вариантов регулируемого электро-
привода;

выбор рациональной системы регулируемого электроприво-
да и др.

Технический уровень привода промышленной установки и
принятые технические решения оказывают существенное вли-
яние на экономические показатели установки в целом.

Целью технико-экономического анализа является определе-
ние экономической эффективности от проведения мероприятий
при внедрении нового привода. При этом решается вопрос о
целесообразности дополнительных капитальных затрат (по
сравнению с принятым базовым вариантом) для реализации
нового варианта.

При проведении сравнительного технико-экономического
анализа определяются:

1.	Срок окупаемости дополнительных капитальных затрат

То = (К; - К1)/(С1 - С;),	(2.30)

где К1? К; - соответственно капитальные затраты по базовому
и г-му варианту; С1? С; - годовая стоимость выпускаемой про-
дукции или годовые эксплуатационные затраты соответственно
по базовому и сравниваемому г-му варианту.

2.	Коэффициент экономической эффективности

Е = 1/Т0-	(2.31)

3.	Расчетные затраты

3; = С; + К;ЕН,	(2.32)

где Ен - нормативный коэффициент экономической эффектив-
ности, конкретные значения которого для различных отраслей
промышленности устанавливаются нормативными документами.

4.	Условная годовая экономия

3 = 3!- 3{,	(2.33)

где 3! - затраты по базовому варианту.

Обязательным условием использования формул (2.30)-
(2.33) является условие равноценности рассматриваемых ва-
риантов по объему выпускаемой продукции, объему работ и т.д.
Если варианты различаются объемом выпускаемой продукции
(например, количеством перекачиваемого углеводородного сы-
рья), то расчет ведется по удельным показателям, приходя-
щимся на единицу продукции.

Условием экономической эффективности, если рассматри-
вается один вариант по сравнению с базовым, является

То < Тя,	(2.34)

где Ти = 1/Ен.

Если один из вариантов имеет меньшие капитальные за-
траты и одновременно обеспечивает меньшие эксплуатацион-
ные расходы, то такой вариант обладает очевидной экономиче-
ской эффективностью. Обычно те варианты, которые сопря-
жены с большими капитальными затратами, обеспечивают
меньшие эксплуатационные расходы. В этом случае при срав-
нении двух или нескольких вариантов удобнее пользоваться
условием минимума расчетных затрат

3; = С; + ЕНК; — Ш1П,	(2.35)

а если имеется только два варианта, условием

3; < 3!	(2.36)

или

(С! - С;) > ЕН(К; - К^.	(2.37)
В общем случае капитальные затраты К включают в себя
сумму отдельных составляющих затрат:

К = Ко + К3 + Кт + Км + Ксм,	(2.38)

где Ко - стоимость оборудования привода, определяемая по
действующим ценам; К3 - капитальные затраты на здания,
сооружения, фундаменты; Кт - транспортные расходы; Км -
стоимость монтажных и наладочных работ; Ксм - капитало-
вложения в смежные отрасли промышленности.

Следует отметить, что при расчете экономического эффекта,
который может получить отдельное предприятие от внедрения
более совершенного электропривода, обычно не учитывают до-
полнительные капитальные вложения в смежные отрасли
промышленности. Учет капиталовложений в смежные отрасли
необходим при крупномасштабных мероприятиях на установ-
ках массового применения.

При сравнении двух вариантов удобно подсчитывать не
сумму капитальных затрат по обоим вариантам, а сразу опре-
делять разность между капиталовложениями по обоим вариан-
там (К, - К^. При этом отпадает необходимость учитывать
стоимость оборудования и затраты, одинаковые для обоих ва-
риантов, что значительно упрощает расчеты.

При внедрении регулируемого электропривода турбомашин
наряду с увеличением капитальных затрат на электрооборудо-
вание могут быть уменьшены капитальные затраты на шумопо-
давление и на строительство трансформаторной подстанции
вследствие снижения мощности и габаритов питающего
трансформатора, а также уменьшения количества запорной и
регулирующей аппаратуры благодаря упрощению гидравличес-
кой схемы.

Эксплуатационные затраты С включают в себя следующие
основные составляющие:

С = С3 + Са + Со + Ср,	(2.39)

где Сэ - стоимость потребляемой за год электроэнергии; Са -
сумма амортизационных отчислений, определяемая по перво-
начальной стоимости оборудования и нормам амортизационных
отчислений, устанавливаемых для каждого вида оборудования;
Со - стоимость обслуживания (зарплата обслуживающего пер-
сонала); Ср - стоимость ремонтных работ.

При сравнении двух вариантов подсчет эксплуатационных
расходов, так же как и капитальных затрат, целесообразно не
производить для каждого варианта в отдельности, а сразу оп-
ределять разность эксплуатационных расходов (С, - С^.
Стоимость потребляемой за год электроэнергии зависит от
мощности, средней производительности, времени работы уста-
новки в течение года, характеристик электрической сети и
других факторов.

В связи с наметившейся тенденцией значительного роста
цен на энергоносители стоимость электроэнергии может стать
существенной составляющей эксплуатационных расходов.
При-менение регулируемого электропривода позволяет значи-
тельно снизить эксплуатационные расходы. Например, регу-
лируемый электропривод турбомашин обеспечивает экономию
электроэнергии до 30-40 %, повышение надежности электри-
ческих машин и турбомеханизмов в 2-3 раза и в этой связи
его быструю окупаемость. Поэтому там, где это технически и
экономически оправдано, следует внедрять регулируемый элек-
тропривод.

Объектами массового внедрения регулируемого электропри-
вода в ближайшие годы могут стать строящиеся предприятия и
установки нефтяной и газовой промышленности.

2.7.	СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД

К РЕШЕНИЮ ВОПРОСОВ ЭФФЕКТИВНОГО
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Как отмечалось выше, приведенные выражения
для оценки снижения потерь от применения тех или иных
мероприятий ориентированы на предварительную приближен-
ную оценку их эффективности. С помощью приведенных вы-
ражений можно принимать решения для достаточно простых
электротехнических систем. Электротехнические системы со-
временных промышленных комплексов представляют собой
сложные технические системы, в которых режимы и процессы
электроприемников и электрических сетей взаимозависимы.
Поэтому для достижения оптимальных решений требуется си-
стемный подход, характеризующийся общим критерием и еди-
ной расчетной схемой. В последнее десятилетие роль систем-
ного подхода в решении задач управления техническими сис-
темами возросла, что связано с увеличением возможностей пе-
реработки информации с использованием компьютерной тех-
ники.

В основе системного подхода лежат методы оптимизации,
представляющие собой совокупность фундаментальных мате-
матических и численных методов, направленных на поиск и
идентификацию наилучших вариантов из множества альтер-
нативных вариантов. Методы оптимизации используются как
для проектирования новых систем, так и для эффективного
управления существующими техническими системами.

Для решения конкретных задач с использованием теории
оптимизации необходимо установить границы подлежащей оп-
тимизации системы, выбрать критерии (или несколько крите-
риев) оптимальности, установить управляемые параметры и
допустимые границы их существования, построить математиче-
скую модель, отражающую связи между параметрами, выбрать
метод оптимизации, подобрать или создать необходимые про-
граммные средства и решить поставленную задачу.

На первом этапе постановки определения границ изучаемой
системы задаются пределы, отделяющие систему от внешней
среды. В инженерной технике необходимо стремиться к раз-
биению больших технических систем на отдельные подсисте-
мы. Однако применение принципа декомпозиции к сложным
системам в каждом конкретном случае не должно приводить к
излишнему упрощению реальной ситуации, потере информа-
ции о реальных структурных и функциональных связях.

На втором этапе осуществляется выбор и обоснование кри-
терия оптимальности - целевой функции, подлежащей мини-
мизации (или максимизации). Обычно выбирают критерии
экономического характера. Задача выбора критерия оптималь-
ности облегчается, если характер и назначение исследуемой
системы таковы, что среди ее характеристик имеется одна,
которая со всей очевидностью определяет качество системы. В
таком случае задача является однокритериальной.

На третьем этапе устанавливаются переменные, определя-
ющие целевую функцию. На этом этапе важно выделить неза-
висимые переменные, подлежащие управлению. Необходимо
учитывать все основные переменные, влияющие на качество
решения, но в то же время не перегружать задачу несущест-
венными деталями. Объем управляемых переменных зависит
от того, в какой постановке решается задача: для проектируе-
мых систем объем управляемых переменных существенно
больше, чем для реконструируемых и тем более для систем,
подлежащих управлению в процессе эксплуатации.

На четвертом этапе осуществляется построение модели, ко-
торая должна отражать взаимосвязь между переменными зада-
чи и влияние независимых переменных на степень достиже-
ния цели, определяемой критерием оптимальности. В общем
случае структура модели включает основные уравнения мате-
риальных и энергетических балансов, соотношения, связанные
с проектными решениями, а также уравнения, описывающие
процессы, протекающие в системе.

На пятом этапе подбираются или разрабатываются средства
численного решения задачи оптимизации. Задачи оптимизации
реальных промышленных электротехнических систем сложны
и требуют применения вычислительной техники. Методы ра-
ционального решения оптимизационных задач хорошо изучены
и достаточно развиты. Сложность связана с корректным выбо-
ром и программной реализацией существующих методов, с
адаптацией модели к реальной схеме исследуемой системы.

Этот же этап связан с численным моделированием сформу-
лированной задачи на ЭВМ и анализом результатов.

Успех оптимизационного исследования зависит от качества
постановки задачи, что требует глубокого знания физической
стороны исследуемой системы.

Выше рассматривались некоторые вопросы компенсации
реактивной мощности в системах промышленного электро-
снабжения. В оптимизационной постановке задача компенса-
ции реактивной мощности может быть записана в виде целе-
вой функции приведенных затрат

ттЛОку) = 2адк.у;) + ХС(ОК.У) + С„АРО + УИ(О);

а=1,...,п),	(2.40)

гДе Оку г _ реактивная мощность, генерируемая г-м компенси-
рующим устройством (КУ); 3,(Окуг) - функция приведенных
затрат на генерацию реактивной мощности, линейная для кон-
денсаторных батарей и нелинейная для синхронных двигате-
лей (см. разд. 2.5); /Сс(Ок.у) _ приведенные затраты на элект-
рическую сеть напряжением 6 (10) кВ, включая цеховые
трансформаторные подстанции;	- издержки, обуслов-

ленные транспортом реактивной мощности; Со - удельная сто-
имость потерь активной мощности &Р() - потери активной
мощности в сети от транспорта реактивной; Ут(С7) - функция
ущерба, учитывающая потери потребителя из-за неоптималь-
ного напряжения в узле нагрузки; п - число узлов нагрузки.

При решении задачи вводятся следующие ограничения:

а)	по балансу реактивной мощности в часы максимальных и
минимальных активных нагрузок энергосистемы, а также в
послеаварийных режимах

н(Оку) = 2(д; - оку) + о(о,) - Оэ = о,

где (Р, - расчетная реактивная нагрузка г-го узла; 0(0;) _ по-
тери реактивной мощности в элементах электрической сети;
О, - входная реактивная мощность, передаваемая энергосисте-
мой в сеть предприятия;

б)	по загрузке компенсирующих устройств (синхронных
двигателей и конденсаторных батарей)

О Ок.у г Ок.угтах’

в)	по выбранным мощностям конденсаторных батарей, кото-
рые должны подлежать стандартной шкале мощностей |Окб|
Оку; = Оку;е {окн6}; а = 1...п),

где I - число узлов, к которым подключены синхронные двига-
тели;

г)	по напряжению в узлах нагрузки

(А тшп	(А тах*

Приведенная в качестве примера целевая функция является
одной из наиболее полных, хотя и не охватывает всех воз-
можных подходов к решению задачи оптимизации компенса-
ции реактивной мощности. Например, проблема оптимального
управления средствами компенсации при изменении нагрузки
и напряжения в сети требует введения в целевую функцию
дополнительных затрат на регулирование и расширение спис-
ка управляемых параметров путем введения в них числа сту-
пеней и мощности каждой ступени регулирования конденса-
торных батарей.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1.	Назовите основные мероприятия по повышению
эффективности использования электроэнергии, пути и средст-
ва их реализации.

2.	Объясните физическую сущность снижения потерь элек-
троэнергии за счет выравнивания графика нагрузки.

3.	Почему выравнивание нагрузок фаз в сетях напряжением
380 В способствует экономии электроэнергии?

4.	На примере узлов асинхронной нагрузки поясните эф-
фективность мероприятий по регулированию напряжения в
узлах нагрузки.

5.	Выполните сравнительный анализ эффективности при-
веденных организационных мероприятий.
6.	Сравните затраты активной мощности на генерацию ре-
активной энергии с помощью синхронных двигателей и бата-
рей статических конденсаторов.

7.	Чем отличаются условия определения оптимальной за-
грузки трансформаторов в эксплуатационной и проектной по-
становке данного вопроса?

8.	Перечислите преимущества и недостатки асинхронного
электропривода перед синхронным.

9.	Назовите основные виды применяемых регулируемых
электроприводов.

10.	Сформируйте математическую модель для оптимизации
управления компенсирующими устройствами в процессе экс-
плуатации с учетом необходимости управления КУ.

И. Назовите основные показатели, которые используются
при проведении технико-экономического анализа эффективно-
сти электропривода.

12.	Какие основные составляющие затрат входят в капи-
тальные затраты?

13.	Назовите основные составляющие эксплуатационных
затрат.
ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИЕ

3 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ
В ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ
СИСТЕМАХ НЕФТЕГАЗОВЫХ

глава КОМПЛЕКСОВ

3.1.	ОБЩИЕ ВОПРОСЫ

Электротехнические системы промышленных ком-
плексов, включающие системы электроснабжения, а также
электродвигательную и прочую нагрузку, являются сложными
динамическими системами, в которых постоянно происходят
изменения: меняются режимы питающей электрической систе-
мы; осуществляются коммутации элементов электрической сети
и потребителей электроэнергии; меняются технологические
режимы механизмов и установок, а следовательно, и режимы
работы соответствующих приемников электрической электро-
энергии. В общем случае возможные события, сопровождаю-
щиеся переходными процессами и приводящие к изменениям
режимов работы электротехнической системы, называются
возмущающими воздействиями или возмущениями.

Преобладающую долю возмущений в промышленных элект-
ротехнических системах составляют микровозмущения, приво-
дящие к несущественным изменениям режима. Режим при
этом можно рассматривать как условно установившийся, а по
существу просто установившийся. Значительно меньшую долю
составляют макровозмущения, сопровождающиеся существен-
ными изменениями режима. Примерами таких возмущений мо-
гут служить короткие замыкания, приводящие к нарушению
нормального электроснабжения потребителей электроэнергии.
Переходные процессы в системах электроснабжения и элект-
родвигательной нагрузке имеют особую значимость, что обус-
ловлено большим объемом электродвигательной нагрузки неф-
тегазовых комплексов (до 90 % от общей мощности нагрузки,
при общем числе электродвигателей достигающем тысяч еди-
ниц), а также значительной единичной мощностью отдельных
электродвигателей, достигающей в настоящее время 25 МВт.
Большая электродвигательная нагрузка предприятия, объеди-
ненная посредством электрических сетей в единую электро-
техническую систему, обусловливает сложность процессов,
возникающих не только при авариях, но и при пусковых ре-
жимах электроприводов. При возмущениях в таких системах
восстановление работы электродвигателей может быть затруд-
нено, что связано с возможностью нарушения устойчивости
узлов электрической нагрузки промышленного комплекса.

Анализ переходных процессов в электротехнических сис-
темах с большим объемом электродвигательной нагрузки сло-
жен, что обусловлено не только необходимостью отслеживания
процессов в большом числе электродвигателей, но и разнооб-
разием типов синхронных и асинхронных двигателей, разли-
чающихся по расчетным схемам, параметрам и характеристи-
кам. Анализ процессов в промышленных электротехнических
системах существенно отличается от соответствующих задач
анализа процессов в электрических системах электроэнерге-
тического комплекса. Для электроэнергетических систем глав-
ными являются процессы в синхронных генераторах электро-
станций, а промышленная нагрузка учитывается упрощенно в
виде эквивалентных двигательных нагрузок или по статичес-
ким характеристикам эквивалентной комплексной нагрузки.
Для промышленных электротехнических систем главными яв-
ляются процессы в электромеханической нагрузке, а питаю-
щая электрическая система в большинстве случаев учитывает-
ся упрощенно в виде постоянной по амплитуде и частоте экви-
валентной ЭДС, приложенной за эквивалентным сопротивле-
нием. Все это обусловливает необходимость разработки специ-
альных методов и средств исследования переходных процессов
в системах промышленного электроснабжения.

Для анализа переходных процессов в электротехнической
системе могут использоваться экспериментальные или расчет-
ные данные, отражающие изменение электромеханических
величин во времени. Возможности получения эксперименталь-
ных данных на действующих предприятиях, в особенности на
предприятиях с непрерывными технологическими процессами,
характерными для газовой и нефтяной промышленности, огра-
ничены. Обычно экспериментальные данные используются
только для подтверждения расчетных данных для наиболее
важных процессов. Основными для анализа переходных про-
цессов в электротехнических системах являются результаты
расчетов.

Для сравнительно простых задач расчетные данные могут
быть получены в результате ручного счета. Для большинства
реальных задач требуется соответствующее программное обес-
печение. Программы реализуют математические модели физи-
ческих процессов в электротехнических элементах и систе-
мах.

Расчетная модель электротехнической системы должна
удовлетворять противоречивым требованиям. С одной стороны,
большое число электродвигателей делает невозможным по-
дробный учет реальных процессов во всех потребителях элек-
трической энергии даже при использовании современных вы-
числительных средств. Кроме того, непростой проблемой яв-
ляется и информационное обеспечение расчетов. С другой
стороны, необходимо достаточно подробно учитывать основные
характеристики и особенности применяемых электродвигате-
лей, иначе результаты расчетов будут неадекватны реальным
процессам. В частности, необходимо достаточно подробно учи-
тывать вытеснение тока в обмотках короткозамкнутого ротора
асинхронных двигателей, демпферные контуры и вытеснение
тока в обмотке массивного ротора синхронных двигателей с
массивными полюсами.

Анализ переходных процессов в электротехнических сис-
темах необходим для решения ряда практических задач: выбо-
ра рациональной схемы электроснабжения; определения усло-
вий пуска мощных электродвигателей; выбора средств и пара-
метров релейной защиты и автоматики; выбора эффективных
способов восстановления нормальной работы электроприводов
посредством их самозапуска, автоматического или ручного по-
вторного пуска после кратковременных нарушений электро-
снабжения.

3.2.	ПУСК И САМОЗАПУСК
ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

3.2.1.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ

ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ ПО КАТАЛОЖНЫМ ДАННЫМ

Каталожные данные на синхронные двигатели
(СД) включают: Рн - номинальную активную мощность, кВт;
II я ~ номинальное напряжение, кВ; 1Н - номинальный ток, А;
соз фн - номинальный коэффициент мощности; т]н - номиналь-
ный КПД; гп - кратность пускового тока в долях от номиналь-
ного, отн. ед.; тп - кратность среднего значения асинхронного
момента при пуске в долях от номинального, отн. ед.; ///,.. -
кратность среднего значения асинхронного момента при
скольжении, равном 0,05 (скольжение вхождения в синхро-
низм), отн. ед.; тсм - кратность максимального момента в син-
хронном режиме при номинальном напряжении и номиналь-
ном возбуждении в долях от номинального момента, отн. ед.; п
- номинальная частота вращения, мин-1.

Каталожные данные на асинхронные двигатели включают
часть данных, аналогичных данным СД: Рн, С7Н, соз <рн, т]н, г„,
тя. И, кроме того: т.,. - кратность максимального момента в
долях от номинального (соответствующего критическому
скольжению 5К), отн. ед.; т... - кратность минимального мо-
мента в долях от номинального, отн. ед.; пн - номинальная
асинхронная частота вращения, мин-1.

Полная, активная мощности и момент АД и СД связаны за-
висимостями:

5Н = ТзПн1н;

Рн = 5нсоз фнт]„;	(3.1)

Ми = 9550Рн/пн.

Каталожные данные позволяют определить сопротивления
для упрощенных схем замещения двигателей.

Сопротивления синхронного двигателя (отн. ед.)

Сверхпереходные сопротивления СД определяют-
ся по формулам:

полное

активное

г”= т„со8<р„/г„2;

(3.2)

индуктивное

4' =

где со8 фн = тп соз фн/г„.

Синхронное индуктивное сопротивление по продольной оси:
для насыщенных

ха = (1 - 1,5)1Н/ПН;	(3.3)

для ненасыщенных
= (1,1 - 1,2)1Н/(7Н.

(3.4)

Переходное сопротивление по продольной оси

х'л = (1,4-1,6)х''.	(3.5)

Синхронное индуктивное сопротивление по поперечной
оси:

для турбодвигателей

С, = ха\	(3.6)

для явнополюсных двигателей

хд = 0,6^.	(3.7)

Сверхпереходное и переходное индуктивные сопротивления
по поперечной оси [хд, , а также сопротивление нулевой
последовательности (х0) определяют из формуляров на СД.

Индуктивное сопротивление обратной последовательности:
для турбодвигателей

х2 = 0,5 ОД + х");

(3.8)

для явнополюсных двигателей

*2 =

(3.9)

Сопротивления асинхронного двигателя (от. ед.)

Сопротивления упрощенной (не учитывающей ак-
тивные сопротивления обмотки статора и ветви намагничива-
ния) Г-образной схемы замещения АД могут быть определены
по следующим формулам:

индуктивное сопротивление ветви намагничивания

хо = 1/Д 8Шфн - 1 - 1 - 1.Д„ СО8ф2н /2хк0

(3.10)

общее индуктивное сопротивление хк =х1 + х25) ветви об-
моток ротора и статора (хД

хк0, если 5 < 8р

[хк0(х - хД + хк1(х - хД]/(х2 - хД, если х1 < х < х2;

(3.11)

хк1, если х > х2,

где хк0 = 1/(2тксо8 фн); хк1 = х0/{1грс0~ 1);
51 = 5н1тк + ^(т2-1)1; 52 = 0,5-0,9;

активное сопротивление г2( обмотки ротора



г20, если 5 < х1;

[г20(1-5) + Г21(5-51)]/(1-51), еСЛИ5>51.

(3.12)

3.2.2.	МЕХАНИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ

Асинхронный электропривод

Подключенный к сети АД будет разгоняться, если
развиваемый им момент тЛ будет больше момента сопротивле-
ния т, рабочей машины. Уравнение, определяющее движение
электропривода, имеет вид

гп, - тс = }с1ы/с11 = -}с1э/сИ,	(3.13)

где / - момент инерции электропривода; со - угловая скорость.

В зарубежных и части отечественных каталогов инерция
может характеризоваться маховым моментом &О2, для перехо-
да к / используются формулы

/ = &О2/4, если [/] = кг-м2, [&О2] = кг-м2;	(3.14)

/ = ОВ2/4<7, если [/] = кг-м2, [&О2] = Н-м2.	(3.15)

При упрощенных расчетах момент двигателя считают рав-
ным электромагнитному асинхронному моменту двигателя та,
который при допущении о постоянстве параметров статора и
ротора во всем диапазоне изменения частоты вращения АД
определяется формулой Клосса

тЛ = м2[2тк/(эк/э + х/5к)],	(3.16)

где и - напряжение, отн. ед.

Момент сопротивления в формуле (3.13) определяется за-
висимостью

т., = т0 + (тИ - т0)пр,	(3.17)

где т0 - момент сопротивления при трогании; т.,, - момент
сопротивления при номинальной нагрузке; п - частота враще-
ния; р - показатель степени (для турбомеханизмов равен двум
при отсутствии противодавления и трем при наличии проти-
водавления). Размерность указанных величин - относитель-
ные единицы.
Вместо момента инерции часто используют механическую
постоянную времени электропривода т/н, которая более на-
глядна, поскольку интерпретируется как время разгона элект-
ропривода при избыточном моменте (тиз6 = тд - тс), равном
номинальному моменту двигателя. Значение т/н определяется
по формуле

т7н=/ш1н/Мн,	(3.18)

где <м1н, Л/и - синхронная угловая скорость и номинальный мо-
мент двигателя соответственно в именованных единицах изме-
рения.

Выражая уравнение движения через постоянную времени,
получим

тиз6 = тд ~ тс = “Ту	(3.19)

Решая уравнение (3.19) относительно I, можно определить
время разгона двигателя в любом интервале скольжений от
до 5, :

^ = -ттн/^/тизб-	<3-20>

Полное время пуска определяется в интервале изменения
скольжения от 1 до 5Н. В конечных приращениях время пуска
электропривода определяется выражением

Синхронный электропривод

Динамика синхронного электропривода определя-
ется уравнением движения тд - тс = ./<7о) <!л. В общем случае
момент т., синхронного двигателя складывается из среднего
асинхронного тзс и синхронного тсин моментов. Для построе-
ния пусковых характеристик СД при определении тзс можно
воспользоваться выражениями

«С = т'а + т'а + т'ч-	(3.22)

Первая составляющая момента т'а, обусловленная контуром,
связанным с обмоткой возбуждения, рассчитывается по форму-
ле

Ч =	- х')5?;'/2Т]СО8фХ'х/1 +

(3.23)
Вторая составляющая момента т%, обусловленная демпфер-
ным контуром по продольной оси, определяется выражением
т% = и2(х'а -	/ 2т) со8<рх^'(1 +	(3.24)

Для определения третьей составляющей т", обусловленной
демпферным контуром по поперечной оси, используется выра-
жение

тп” = и2(хд - х”)8Т”/2х\соз^х”хд('[ +	(3.25)

В формулах (3.22) - (3.25) переходная постоянная времени
по продольной оси и сверхпереходные постоянные времени
по продольной Т/ и поперечной Тд осям выражены в радиа-
нах и определяются через соответствующие величины посто-
янных времени при разомкнутой обмотке статора Т^о, Т^'о, Тд0,
выраженных в секундах, по формулам

Та =	/ ха\	(3.26)

т; =2^'4'/4;	(з.27)

т; = 2^/7^/ хд.	(3.28)

Время разгона синхронного электропривода до предельного
скольжения 8П, при котором после подачи возбуждения будет
обеспечено надежное втягивание СД в синхронизм, определя-
ется выражением

/„ = ~Х1 У А\/тдинг >	(3.29)

п 7н /у г динг

гдетдин/- динамический момент синхронного электропривода,
рассчитываемый по формуле

™дин г =	; + тсин; - т,	(3.30)

Значения составляющих в последней формуле определяют-
ся выражениями, приведенными выше.

Значение предельного скольжения определяется выражени-
ем

5П = 0,06^[(тсмкфи-0,6к3)/т/н] ,	(3.31)

где т,,. кф, к3 - максимальный синхронный момент СД, коэф-
фициент форсировки и коэффициент загрузки соответственно.
Синхронный момент для неявнополюсного СД определяется
синхронизирующим моментом

И™ = т. = ме^тб/дд,

(3.32)

где е , б - ЭДС и угол между поперечной осью ротора СД и
вектором ЭДС питающей системы соответственно.

Синхронный момент для явнополюсного СД определяется
суммой синхронизирующего тв и реактивного т.,. моментов.
Последний определяется формулой

- Хд) 81П 2б/2хйх?.

(3.33)

Уравнение движения синхронного привода удобнее решать,
если все слагаемые выразить в функции одного переменного, в
частности угла б.

Если считать, что этот угол положителен при отставании
вектора ЭДС двигателя от вектора напряжения сети, а число
пар полюсов р в общем случае не равно единице, то

5 = 1 - ю = /6/р-сД; (1т/(11 = -<72б/р-сП?.	(3.34)

Тогда

^дин = -.М2б/р-сД2.

(3.35)

3.2.3.	РЕАКТИВНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ

И ПУСКОВОЙ ТОК ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

Соответствующие данным экспериментальных из-
мерений результаты дают расчеты, выполняемые для началь-
ного этапа пуска без учета активных сопротивлений электро-
двигателя и сети. В этом случае при пуске одиночного элект-
родвигателя от шин с неизменным напряжением и значение
тока (в отн. ед.) может быть оценено по формуле

гП5 = м/(хда + хс),	(3.36)

где .г, - сопротивление от точки сети с напряжением до вводов
обмотки статора; - сопротивление двигателя.

Для АД значение может быть принято равным сопро-
тивлению хв, определяемому по формулам (3.12), или оценено
по следующей формуле:

*да = Л7д1^У|[1 + (5к/5)2]/(1 + 52)},

(3.37)

где хд1 = 1/гп, отн. ед. - реактивное сопротивление АД при
скольжении, близком к единице.
Закон изменения реактивного сопротивления СД от сколь-
жения можно представить формулой

(3.38)

где х^, х - реактивные сопротивления по продольной и попе-
речной осям.

111+ад2]} /^[1+ад)2] х

X [1 + ад)2]};

= хд ^[1 + ад;)2] / ^[1 + ад)2].

(3.39)

(3.40)

При наличии уже подключенной нагрузки суммарное со-
противление пускаемого двигателя и предварительной нагруз-
ки (в отн. ед.) определяется по формуле

'V*	— у* у* / ( у* —I— у* )

кА/	кА/ уу ^кА/ у* \ кА/	кА/ 1“| у у

(3.41)

где хп - реактивное сопротивление подключенной нагрузки в
рабочем режиме.

Если предварительно подключен АД, то его сопротивление
определяется по формуле (3.37) при 5 = хн. Если предвари-
тельно подключен СД, то его сопротивление определяется по-
формуле (3.38) при 5 = 0.

3.2.4.	УСЛОВИЯ САМОЗАПУСКА ДВИГАТЕЛЕЙ

ПО ТОКУ

Важным эксплуатационным переходным режимом,

обеспечивающим непрерывность технологического процесса,
является самозапуск электродвигателей - режим, при котором
электродвигатели, не останавливающиеся при значительном
снижении (или полном исчезновении) напряжения, не отклю-
чаются от сети, а при восстановлении питания разгоняются
вновь до рабочей частоты вращения. Собственно самозапуском
является вторая стадия процесса - разгон электродвигателя
после предшествующей стадии - выбега при нарушении пита-
ния. В большинстве случаев самозапуск начинается с несин-
хронного включения - кратковременного переходного процес-
са, состоящего в подключении электродвигателя с непогашен-
ным полем к источнику электроснабжения при сдвиге фаз
между ЭДС двигателя и ЭДС источника.
Максимальное значение периодической составляющей тока
7" несинхронного включения, протекающего в обмотке статора
двигателя, будет иметь место при угле сдвига фаз между ЭДС
двигателя и ЭДС источника, близком к 180°. Для СД значение
тока оценивается по формуле

1''= (Ес+Ер/(хс+х"),	(3.42)

где Ес, хс - эквивалентные ЭДС и сопротивление источника;
Е" - сверхпереходная ЭДС по поперечной оси СД, равная
остаточному напряжению на выводах отключенного двигателя.

Значение тока I" при неблагоприятных условиях самоза-
пуска (хс « х'^, Ец = Ес) может достигать двукратного зна-
чения сверхпереходного тока трехфазного КЗ на выводах дви-
гателя. Максимальное значение апериодической составляющей
тока включения равно амплитуде периодической составляю-
щей. Следовательно, максимальное мгновенное значение тока
СД при включении в противофазе может достигать двукратно-
го значения ударного тока трехфазного КЗ на выводах двига-
теля, а соответствующее электродинамическое воздействие на
статорную обмотку в 4 раза превышать допустимое. Избежать
недопустимых токов включения можно за счет выдержки вре-
мени восстановления питания, обусловленной ожиданием есте-
ственного либо принудительного (при гашении поля) сниже-
ния остаточной ЭДС двигателя или путем выявления моментов
времени, в которые обеспечивается синфазное включение.

Принято считать самозапуск СД мощностью до 2000 кВт до-
пустимым, если в самом неблагоприятном случае ток включе-
ния не будет превышать 1,7 значения пускового тока. В отно-
сительных единицах данное условие можно записать в виде

1''доп ^1,7/х".	(3.43)

Отсюда с учетом формулы (3.42) получаем, что ток включе-
ния будет в пределах допустимого, если ЭДС двигателя, при-
веденная к синхронной угловой скорости, будет удовлетворять
условию

1,7[Сгс/х") + 1]- Ес.	(3.44)

Значение ЭДС двигателя Е^'(1) в момент включения I пита-
ния может быть определено опытным путем или в первом при-
ближении оценено по формуле
Е'^1) =

(3.45)

где = 0,3 - 1,5 с.

Многолетний опыт эксплуатации и большое количество
экспериментов показали, что асинхронные двигатели с корот-
козамкнутым ротором по значению тока включения допускают
самозапуск. Для мощных ответственных АД момент восстанов-
ления напряжения питания может блокироваться до тех пор,
пока остаточная ЭДС АД не снизится до 0,3-0,5 отн. ед.

3.2.5.	НАГРЕВ ДВИГАТЕЛЕЙ

Допустимый нагрев двигателя при пуске из хо-
лодного и горячего состояний определяет допустимое время
разгона. Если не учитывать теплоотдачу, то допустимое время
разгона двигателя по условиям нагрева обмоток может быть
определено по формулам:

из холодного состояния

4.д.х = адА/дЧ2р;	(з.4б)

из горячего состояния

/д.г = Аг;Су//2(г2-1)р,	(3.47)

где Аг.у - допустимое превышение	температуры	обмотки, °С;

гп - кратность пускового тока,	отн.	ед.;	/н	-	номинальная плот-

ность тока в обмотке, А/мм2; С - удельная теплоемкость,
Дж/(кг-°С); у - плотность материала обмотки, г/см3; р -
удельное сопротивление материала обмотки, мкОм/м; Аг> =
= Агу - гу.|Г - разность между допустимой температурой обмот-
ки и начальной температурой обмотки перед повторным пус-
ком.

Значения постоянных параметров в указанных единицах
измерения, входящих в формулы (3.46) и (3.47), составляют:
удельная теплоемкость для меди - 385, для алюминия - 890;
плотность материала для меди - 8,9, для алюминия - 2,7;
удельное сопротивление для меди - 17, для алюминия - 28.
Номинальная плотность тока для электродвигателей напряже-
нием выше 1000 В составляет: для синхронных двигателей
4,5 - 5,2, для асинхронных 5,5 - 6,2.

Допустимое превышение температуры и допустимая темпе-
ратура обмотки статора зависят от класса изоляции обмотки и
устанавливаются в стандартах. Допустимое превышение тем-
пературы короткозамкнутых неизолированных обмоток ротора
зависит от материала обмоток, количества пусков и определя-
ется заводом-изготовителем по расчетно-экспериментальным
данным для стержней и короткозамыкающих колец. Для раз-
ных стран эти температуры различны и находятся в пределах
100-300 °С для стержней и 60-300 °С для короткозамыкающего
кольца в конце первого пуска и соответственно 180-300 и 70-
300 °С в конце второго пуска.

Для механизмов, имеющих большие моменты инерции, ха-
рактерны затяжные пуски. В этих случаях теплота, выделяе-
мая в обмотках, будет рассеиваться. Допустимое время пуска
двигателя с таким механизмом, а также допустимое число пус-
ков в год и за срок службы будут определяться термомехани-
ческим состоянием ротора и допустимым моментом инерции
агрегата. Значение допустимого времени пуска и допустимого
момента инерции механизма приведены в каталогах и техни-
ческих условиях на двигатели.

Для проверки правильности выбора двигателя или допус-
тимости переходного режима проводится расчет времени пус-
ка-разгона электропривода. Полученное значение времени со-
поставляется с заводским расчетным значением допустимого
времени пуска. Если фактическое время меньше допустимого,
то разрешаются два пуска подряд из холодного состояния и
один из горячего при общем количестве пусков за срок служ-
бы, указанном в техническом паспорте двигателя.

3.2.6.	ПУСК ДВИГАТЕЛЯ ОТ ИСТОЧНИКА
СОИЗМЕРИМОЙ МОЩНОСТИ

Пуск двигателей от источника соизмеримой мощ-
ности значительно отличается от пуска электродвигателей,
питающихся от мощного источника электроснабжения. При
пуске от отдельных синхронных генераторов (не работающих
с энергосистемой) пусковой ток электродвигателя вызывает
резкое изменение реакции якоря и возникновение переходных
процессов в цепи возбуждения генератора, резко изменяющих
ток возбуждения. В связи с этим напряжение на зажимах ге-
нератора и пускаемого двигателя резко падает.

Генераторы, как правило, оборудованы устройством для ав-
томатического регулирования напряжения, обеспечивающим
форсировку возбуждения не менее 1,5-2, благодаря чему после
кратковременного снижения напряжения при включении элек-
тродвигателя возбуждение автоматически увеличивается и на-
пряжение на генераторе возрастает.
Ток электродвигателя (А) при пуске от генератора соизме-
римой мощности может быть определен выражением

Ц = ^'г/[<г(1 + хд0нг/5д.н) + хд5г.н/5д.н],	(3.48)

где 5ГН, 5Д Н - номинальная мощность генератора и двигателя
соответственно, кВ-А; л:д - индуктивное сопротивление цепи от
электродвигателя до шин источника питания, приведенное к
номинальной мощности электродвигателя; (?нг - реактивная
мощность нагрузки, квар; Е”т - ЭДС генератора (около 1,05—
1,1 отн. ед.); х'^ - сверхпереходное сопротивление генерато-
ра.

Формула (3.48) получена в предположении, что нагрузка,
подключенная к шинам, замещается постоянным индуктив-
ным сопротивлением хнг = 5ГН/Ои и ЭДС нагрузки, равной
нулю.

Напряжение на шинах на основании формулы (3.48) соста-
вит

Ц. = (Е;>д5гн /5дн )/ [х"г(1 + хд0нг/5д.н)+хд5г.н/5д].	(3.49)

Для обеспечения устойчивой работы генераторов снижение
напряжения на шинах при пуске электродвигателя не должно
превышать 10-20 %. При заданной мощности генератора и
двигателя повышение напряжения на шинах при пуске элект-
родвигателя может быть достигнуто путем уменьшения (?нг или
увеличения сопротивления электродвигателя при пуске его
через пусковое сопротивление.

Допустимая мощность СД при пуске от генератора соизме-
римой мощности может быть оценена исходя из условия

5ДН < 5гн(тсмг^ф - 1),	(3.50)

где тсм г, кф - кратность максимального электромагнитного мо-
мента и кратность коэффициента форсировки соответственно.

Допустимая мощность АД с короткозамкнутым ротором при
пуске от генератора соизмеримой мощности может быть опре-
делена исходя из условия

5ДН < 0,7365гн&исо8фдн,	(3.51)

где к , С08фдн - коэффициент (равный 0,35 для приводов с
постоянным моментом и 0,9 - с вентиляторным моментом) и
номинальный коэффициент мощности двигателя соответст-
венно.
3.3.	МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ
ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ

ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ

Приведенный в разд. 3.2 материал в значительной
мере ориентирован на ручной счет с целью оценки допустимо-
сти тех или иных электромеханических переходных процес-
сов отдельных электроприводов или группы однотипных элек-
троприводов. С развитием вычислительной техники и методов
машинного счета появилась возможность более детального ис-
следования переходных процессов в сложных многомашинных
электротехнических системах. При этом на каждом шаге счета
общий алгоритм расчета разбивается на два этапа, включая
расчет электромеханических величин электроприводов и рас-
чет электрического состояния цепи. Внешним циклом алгорит-
ма является цикл по времени.

В основе расчета электромеханических процессов электро-
приводов лежат их математические модели, представляющие
собой системы алгебраических и дифференциальных уравне-
ний. В зависимости от задач расчета модели могут быть более
или менее сложными. Формально сложность модели может
быть оценена числом дифференциальных уравнений, описы-
вающих процессы в электроприводе. Более сложными являют-
ся электромагнитные модели, более простыми - электромеха-
нические модели электроприводов. Электромеханические моде-
ли учитывают достаточно длительные физические процессы
электропривода, электромагнитные - как длительные, так и
быстротекущие. При этом время счета с использованием элек-
тромагнитных моделей многократно больше, чем с использова-
нием электромагнитных моделей, что определяется не только
числом дифференциальных уравнений, но и необходимостью
как минимум на порядок уменьшить шаг счета по времени. Со-
ответственно общее время счета при переходе с электромеха-
нических на электромагнитные модели возрастает в десятки -
сотни раз. Остановимся на электромеханических моделях дви-
гателей.

Модель асинхронного электропривода

Модель, определяющая электромеханические пе-
реходные процессы АД, строится с использованием его схемы
замещения. Полная Т-образная схема замещения АД приведе-
на на рис. 3.1. Комплексные сопротивления ветвей схемы за-
мещения АД определяются по следующим формулам:
Рис. 3.1. Схема замещения асинхронного двигателя

71	= ^	+

7„ = г0 + /х0;

(3.52)

= ^/8) + ]Х'Ъ,

где 7, _ сопротивление обмотки статора, Ом; 70 - сопротив-
ление ветви намагничивания, Ом; - приведенное к статор-
ной обмотке сопротивление обмотки ротора, Ом.

При изменении скольжения 5 АД частота тока в обмотках
ротора изменяется от частоты сети (при 5 = 1) до частоты,
близкой к нулю (при работе на холостом ходу 5 незначитель-
но отличается от 0),	Вследствие вытеснения тока ак-

тивное и реактивное сопротивления обмотки ротора изменяют-
ся. Явление вытеснения тока обмотки ротора усиливается в
двигателях с повышенным пусковым моментом. Поэтому в рас-
четах необходимо учитывать зависимости г2( = г^(х) и

При этом используются зависимости

= Г2в + кгГ2сО>	(3.53)

= х2в + КХсО’	(3.54)

где т2в и х2в - соответственно активное и индуктивное сопро-
тивление частей обмотки ротора, находящихся в воздухе; г2с$
и х'2сц - соответственно активное и индуктивное сопротивле-
ние частей обмотки ротора, находящихся в стали, при сколь-
жении 5, соответствующем режиму холостого хода; кг и кх~
коэффициенты, определяемые по следующим выражениям:

кг = 8[8Й(2е) + 81п(28)]/[сй(2е) - со8(2е)];	(3.55)

кх = 3[8Й(2е) - 81п(28)]/2е[сй(28) - со8(2е)],	(3.56)

где 8 = кл/1; (к - высота стержня в пазу ротора).

Сопротивления г2в, х'2д, г2с0 и х2д0 определяются по
формулам

^'в = (1т;

х2в = ах20,

(3.57)

= (1 - а)г20;

х'2д = (1 - а)х20,

где а - доля обмотки в воздухе (0,05 - 0,2); г20, х20 - сопро-
тивления обмотки ротора при 8, соответствующем режиму хо-
лостого хода.

Таким образом, при любом скольжении можно определить
общее сопротивление двигателя

2д = 71 + Т12Ло /(^ + г0)	(3.58)

и всей нагрузки источника

7 = 7с+7д,	(3.59)

где - сопротивление питающей системы.

Токи обмоток статора и ротора АД определяются сопротив-
лениями схемы замещения и напряжением 1} источника:

/^а/7;	(3.60)

1_2 = 11^о/<^о +	<3.61)

Ток роторной обмотки определяет момент двигателя

Мд = т^рг^Г^ /т^,	(3.62)

где т1 - число фаз обмотки статора; о), - угловая частота
вращения поля статора; р - число пар полюсов.

Механический переходный процесс АД определяется урав-
нением

Л = Мс - Мд = -Миз6.	(3.63)
Параметры, входящие в последнюю формулу, определены в
разд. 3.2.2.

Переходя к конечным приращениям по методу Эйлера, по-
лучим выражение для приращения скольжения на шаге интег-
рирования М и можем определить скольжение на г-м шаге
интегрирования по известным предыдущим значениям сколь-
жения и значениям моментов двигателя Мд(;_1) и механизма
Мса-гё

- (Мд({_0 -	(3.64)

Для электромеханической модели шаг интегрирования М
должен быть не менее чем на два порядка меньше электроме-
ханической постоянной привода (рекомендуемое значение шага
интегрирования - 0,005-0,01 с).

Модель синхронного электропривода

Данная модель применима в ряде случаев, напри-
мер, для расчета процесса пуска СД. Полагая, что на шаге
счета напряжение в электрической сети неизменно и скорость
изменения скольжения пренебрежимо мала по сравнению со
скоростью протекания электромагнитных процессов, допустимо
при расчете пуска невозбужденного СД отказаться от учета
свободных составляющих процессов двигателя. На основании
операторного метода и допущений о пренебрежении активным
сопротивлением статорной обмотки для невозбужденного СД
можно воспользоваться схемами замещения, представленными
на рис. 3.2. В схеме приняты следующие обозначения: ха -
индуктивное сопротивление рассеяния статорной обмотки,
Ом; хаа, хад - сопротивления взаимоиндукции между статорны-
ми и роторными обмотками по осям <1 и соответственно, Ом;
хаЫ, хо1Ч ~ индуктивные сопротивления рассеяния демпферных
обмоток по осям <1 и <7 соответственно, Ом; ха? - индуктивное
сопротивление рассеяния обмотки возбуждения, Ом. Согласно
этим схемам можно определить комплексные сопротивления по
продольной = Ка + ]ха и поперечной 2д=Кд + ]хд осям:

+ [в/Кй) + (1/(гА/8 + ]хоГ ) +

+ 1/(^/5 + /хо1(/))] \	(3.65)

^=/^о+[(1/;Х,)+(1/(б,/5+7До1?))]’1.	(з.бб)
Рис. 3.2. Схемы замещения синхронного двигателя в асинхронном режиме по
продольной О и поперечной ( ) осям

Комплексные сопротивления 7й, 7^ могут быть выражены
и через полные индуктивные сопротивления статорной обмот-
ки по продольной хл и поперечной х осям, приводимым в ка-
таложных данных двигателей:

7Л = ]х^\-^Т'Т'^^Т' + Т')]/

[(1 - ?тда + ^Т'м + т;")];

(3.67)

- ;\[<1 + Жр/(1 + /5ТМ),

(3.68)

где ^0, Т'лй ~ постоянные времени переходного и сверхпере-
ходного электромагнитных процессов СД по продольной оси
при разомкнутой статорной обмотке; Т^,	Т^' - постоянные

времени переходного и сверхпереходного электромагнитных
процессов СД по продольной оси при замкнутой статорной
обмотке; 7\', 7] 0 - постоянные времени демпферной обмотки
по поперечной оси при разомкнутой и замкнутой статорной
обмотке; 5 - скольжение.

Через сопротивления схемы, указанные на рис. 3.2, сопро-
тивления и постоянные времени, входящие в выражения (3.67)

и (3.68), можно выразить следующим образом:	
-у		 -у	1 -у		(3.69)
-у		 -у	1 -у	  лд ~ ло лад’	(3.70)
Р'о - 7}0 + Тш-	(3.71)
/	_ -у	/ у	-у*	_ -у*	I -У   7/'0 ”	/ V’	+ Ла<Р	(3.72)
/	_ у*	/у	-у*	_ -у*	I -У   1Ш ~ л1с1 / ЛФР л1с1 ~ лоМ лас!’	(3.73)
Т^=0оТгоТш/(Тго + Тш)-	(3.74)
0О = 1 - ^ас! / Х/Хц',	(3.75)
Р = т; + 7^	(3.76)
/ ' _	-у* ' /у	-у* '	_	-у*	1 -У '	  .7 -	/ /у, л? - ло? + лас1,	(3.77)
•у '		 -у	-у	/ [ -у	| -у 1   Лас1 ~ лас1ла / ^Лас1 +	’	(3.78)
/ '	_ -у '	/ V'	-у'	_ -у	1 -У '	  / г1с1’	лоЫ +	(3.79)
Р^оТ/Д'/^' + Д');	(3.80)
0=1- хаЛ / Х{ХЫ',	(3.81)
К -	(3.82)
•у ’	-у	I -у ’	-у ’	-у	-у	/ / -у	1 -у 1   л1д ~ ло1д лад’	лад ~ ладло / ^лад ло'>	(3.83)
= %1д / Г1д >	(3.84)
•у	/у	1 /у  л1д ~ ло1д лад‘	(3.85)

В формулах (3.71) - (3.85) используются следующие пара-
метры СД: х? - полное индуктивное сопротивление обмотки
возбуждения при разомкнутой статорной обмотке; хи, хХд -
полные индуктивные сопротивления демпферной обмотки по
соответствующим осям; х'?, х[л, х[ - полные индуктивные
сопротивления этих же обмоток при замкнутой статорной об-
мотке; х'аа, х'ад - сопротивления взаимоиндукции между ста-
торной и роторной обмотками по соответствующим осям при
замкнутой статорной обмотке; 7^0, Т} - постоянные времени
обмотки возбуждения при разомкнутой и замкнутой статорной
обмотке; Тш, Г.д1, и Т(л, Т1д - постоянные времени дем-
пферной обмотки по соответствующим осям при разомкнутой и
замкнутой статорной обмотке; о0, о' - коэффициенты рассея-
ния обмоток ротора по продольной оси при разомкнутой и за-
мкнутой статорной обмотке.

Помимо полных индуктивных синхронных сопротивлений
ха и хд двигателя к обобщенным параметрам СД относятся
также: х'м, х'а - переходные индуктивные сопротивления по
продольной оси без учета и с учетом демпферной обмотки;
х'^, хд - сверхпереходные сопротивления по соответствую-
щим осям. Связь между сопротивлениями схем замещения (см.
рис. 3.2) и сопротивлениями, относящимися к обобщенным па-
раметрам, определяется формулами

4о = ^ + <!/^ +	(3.86)

х' = хо + (1/хас1 + 1/х^)-1.

Здесь

хф =	+ х^} Аги + гД	(3.87)
х'л = -С, + (1/	' хаЛ + 1/хо/ + 1/х^)’1;	(3.88)
< = хо + (1/	' хаЛ + 1/х^)’1.	(3.89)

Наличие обобщенных параметров, как правило, включаю-
щих перечисленные сопротивления ха, хд, х'м, х'л, х'^, хд ,
основные постоянные времени и паспортные данные СД, поз-
воляет определить сопротивления исходных параметров схем
замещения двигателя по продольной и поперечной осям. При
этом в СД с массивным ротором в отличие от СД с шихтован-
ным ротором необходимо учитывать явления вытеснения тока в
роторе. С достаточной точностью эти явления можно учесть
изменением сопротивлений демпферной обмотки гх{гх = ги =
= г1д) и хо1(хо1 =	= хо1?) при изменении скольжения:

(3.90)

где г1п, г1с, хо1п, хо1с - активные и индуктивные сопротивления
эквивалентного демпферного контура при пуске (индекс “и”)
и синхронном режиме (индекс “с”).

Векторы тока по продольной 1_а и поперечной 1_ осям в со-

ответствии со схемами замещения на рис. 3.2 определяются
выражениями

1, = ^/^

(3.91)

-я —я 7 —<г

(3.92)

Продольная и поперечная составляющая напряжения ста-
торной обмотки рассчитывается по формулам

= -С/8Ш0;	(3.93)

I.',, = Псо80,	(3.94)

где 0 - угол нагрузки СД. В установившемся режиме 0 = сщх/
Полная комплексная мощность СД в асинхронном режиме,
определяемая током и напряжением двигателя, составляет

5 = ПГ =/’ + /О = 3(^ + 7Д7,)(1* +4).	(3.95)

Здесь звездочкой помечены сопряженные комплексы токов.

Выделив действительную и мнимую части, можно получить
выражения для активной и реактивной мощности СД:

Р = П2]Ке[1/7*+1/7*]-Ке[1/7*-1/7*Дсо820 +

+7т[1/2д -1/7Д8т20^./2;

^ = ^2\Iт[\/2л +1/7*]-7т[1/7* -1/7*]со820 -

-Ке[1/2д -1/7Д81п201/2.

(3.96)

(3.97)
Первое слагаемое в выражении (3.96) соответствует сред-
ней асинхронной мощности Ра, обусловливающей средний
асинхронный момент Ма, второе и третье - мощности Ря, со-
ответствующей моменту явнополюсности (реактивному момен-
ту) СД:

= Рл/Ы1, Мя = Ря/ш{.

Механический процесс невозбужденного СД определяется
следующим уравнением движения:

= Мс~ М.л.	(3.98)

При подаче возбуждения наряду с асинхронным появляется
синхронный момент СД, включающий вынужденную состав-
ляющую и момент явнополюсности. Общий синхронный элек-
тромагнитный момент СД определяется активной мощностью

Рсх=Ке[(/1 ] = 17Е81п9/х^ +172(х^ - хч)81п29/2х^хд.	(3.99)

Знакопеременные моменты СД не оказывают заметного
влияния на изменение частоты вращения электропривода при
значительном скольжении. В области малых скольжений, ког-
да эти моменты изменяются во времени медленно, их влияние
на частоту вращения привода становится значительным. Зна-
копеременные моменты играют существенную роль при вхож-
дении двигателя в синхронизм.

Механический переходный процесс возбужденного СД оп-
ределяется следующей системой уравнений:

= Мс - Ма;

МД = МЯ + М№	(3.100)

с!Ъ/с11 = 0015.

Угловое положение ротора б и его угловую скорость удобно
измерить относительно оси, вращающейся с синхронной ско-
ростью. Связь угла б с углом нагрузки 0 двигателя определя-
ется формулой

б = 0 + у,	(3.101)

где у - угол между векторами напряжения на зажимах двига-
теля Ц и питающей электрической системы Ц_с.

Полная мощность возбужденного СД наряду с асинхронной
(3.96) и синхронной (3.98) активными мощностями включает
асинхронную и синхронную реактивные мощности. Средняя
асинхронная реактивная мощность может быть выражена фор-
мулой

С/ = Ц21т 1/7* + 1/7* /2.

(3.102)

Синхронная реактивная мощность определяется выражени-

ем

(/. =1т[Ц_1_ ] = ЦЕ созв/ха -Ц2(хл -х1?)8т20/2х</х1? +

+ Е2(хл + хч)/1хахд.

Полная комплексная мощность возбужденного СД

5 = (Ра + Рсх) + /(Оа +

(3.103)

(3.104)

Закон изменения синхронной ЭДС Е в выражениях для ак-
тивной и реактивной синхронных мощностей после изменения
напряжения возбуждения определяется дифференциальным
уравнением второго порядка. В первом приближении в элект-
ромеханической модели можно воспользоваться выражением

Е(0 = а>Е(0)|1 + &Д1 - ехр(-С - 0/т/)]},

(3.105)

где к? - коэффициент форсировки возбуждения (до 3,0); / -
время запаздывания форсировки возбуждения; - постоянная
времени системы возбуждения.

На основании полной комплексной мощности может быть
определен комплекс расчетного сопротивления двигателя. При
этом напряжение на зажимах СД в переходных режимах на
каждом шаге счета уточняется в результате итерационной
процедуры.

Алгоритмы расчета электрических
и электромеханических процессов
в разомкнутой системе электроснабжения

В большинстве случаев внутренняя система элек-

троснабжения промышленных предприятий имеет разомкну-
тую структуру электрических сетей. Общий алгоритм расчета
включает два этапа: расчет динамики электроприводов и рас-
чет состояния электрической сети. Этапы связаны между собой
посредством вектора скоростей (скольжений) двигателей. Ре-
ше-ние задачи на каждом шаге счета по времени организуется в
пред-положении, что при достаточно малом его значении рас-
четные сопротивления двигателей можно считать неизменными.
Структура системы электроснабжения формализуется с ис-
пользованием методов теории графов и может быть представ-
лена в виде направленного графа. Структура графа полностью
и однозначно определяется с помощью матрицы инциденций
[П7] размерностью п*т, где п - число узлов, а т - число вет-
вей схемы. Значения элементов матрицы инциденций опреде-
ляются следующим образом:

я/.. =
ч

1, если ветвь г выходит из узла /;

О, если ветвь г не связана с узлом /;
- 1, если ветвь г входит в узел /.

Управление включением и отключением ветвей в процессе
расчетов осуществляется посредством вектора включения вет-
вей [В]; значения элементов вектора равны Ъ{ = 0, если соот-
ветствующие ветви отключены, и Ъ{ = 1, если соответствующие
ветви включены.

Расчет электрического состояния системы осуществляется
методом свертки схемы. Для начала некоторого шага по време-
ни известны скорости двигателей, что позволяет определить
их расчетные сопротивления. Далее рассчитывают проводимо-
сти всех узлов схемы относительно нулевой точки Уу и про-
водимости начал ветвей относительно этой же точки Ув, для
чего организуется цикл по узлам схемы:

1/(2в; + 7й), если Д = 1игЕс?;

УВг= 0, еслиД = 0;

(3.106)

1/(2в; + 1/У^), еслиг<г</Ж = -1иД = 1;

—уг / л —вг

где - собственное сопротивление г-й ветви; - текущее
значение сопротивления двигателя в г-й ветви; <1 - вектор вет-
вей, содержащих двигатели.

После определения проводимостей рассчитывают напряже-
ния узлов и токи ветвей. Напряжение первого узла полагается
равным ЭДС сети:

ик - если ИД = -1,	= 1 и Д = 1;

7 " 0, если П/.. = -1, пд. = 1 и Д = 0;

(3.107)
и.Vесли Ж/; = 1 и Ь{ = 1;

О, если Ж;7 = 1 и Ь{ = О.

(3.108)

По завершении первого этапа расчетов известны напряже-
ния узлов и токи ветвей схемы, включая токи двигателей.
Следующий этап заключается в определении скоростей
(скольжений) двигателей в конце шага счета; по ним в начале
следующего шага определяются момент сопротивления элект-
ропривода и момент двигателя. Полагая эти величины на шаге
неизменными, находим скорости электропривода в конце шага.

Таким образом, используя метод конечных приращений, оп-
ределяем электрические процессы сети и электромеханические
процессы двигателей.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1.	Назовите цель и задачи расчета электромеханиче-
ских процессов в системах промышленного электроснабжения.

2.	Перечислите каталожные данные для синхронных и
асин-хронных двигателей.

3.	Объясните, чем вызвано изменение сопротивлений обмо-
ток ротора электродвигателей при изменении скорости враще-
ния.

4.	Напишите уравнение движения электропривода и назо-
вите порядок значений электромеханической постоянной для
асинхронных электроприводов большой мощности (несколько
мегаватт).

5.	Перечислите составляющие момента синхронного элект-
ропривода в переходном режиме.

6.	Сравните возможные максимальные значения токов элек-
тродвигателей в режимах пуска и самозапуска.

7.	Сколько пусков подряд допускается для крупных элект-
роприводов?

8.	Оцените соотношение мощностей двигателя и источника
питания, при которых успешный пуск электродвигателя гаран-
тирован.

9.	Напишите дифференциальные уравнения для электроме-
ханических моделей динамических процессов асинхронного и
синхронного электроприводов.

10.	Назовите основные этапы и объясните их связь в алго-
ритме расчета электромеханических переходных процессов в
многомашинной электротехнической системе.
ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ
ВО ВЗРЫВООПАСНЫХ
ЗОНАХ

ГЛАВА

4.1.	КЛАССИФИКАЦИЯ ВЗРЫВООПАСНЫХ
СМЕСЕЙ И ЗОН

Технологические процессы добычи, подготовки и
транспорта нефти и газа связаны с опасностью образования
взрывоопасной среды в определенных зонах технологических
установок.

Взрывоопасной зоной называют помещение или ограничен-
ное пространство в помещении или наружной установке, в
которых имеются или могут образоваться взрывоопасные сме-
си. Во взрывоопасных зонах установок должно применяться
специальное взрывозащищенное электрооборудование
(машины, аппараты управления и др.), а также специальные
виды прокладки проводов и кабелей.

Пары воспламеняющихся жидкостей относятся к взрыво-
опасным, если температура вспышки паров этих жидкостей не
превышает 61 °С, а давление паров при температуре 20 °С со-
ставляет не менее 100 кПа.

Согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ)
взрывоопасные смеси легковоспламеняющихся жидкостей или
горючих газов с воздухом классифицируются по категориям и
группам.

Взрывоопасные смеси разбивают на категории исходя из
следующего принципа. Если заполнить взрывоопасной смесью
оболочку вместимостью 2,5 л, части которой соединяются меж-
ду собой с помощью плоских фланцев, а между ними имеется
зазор, и поместить эту оболочку в испытательную камеру, то-
же заполненную взрывоопасной смесью, то при воспламене-
нии смеси в оболочке пламя через фланцевые зазоры может
воспламенить смесь в окружающей камере. При определенном
составе смеси можно подобрать такой размер безопасного экс-
периментального максимального зазор (БЭМЗ) в оболочке,
при котором воспламенение смеси вне оболочки никогда не
произойдет при любой концентрации смеси в воздухе. Вели-
чина БЭМЗ зависит от состава смеси; для медленногорягцих
смесей она больше, чем для быстрогорягцих.

В соответствии с ГОСТ 12.1.011-78 установлены обозначе-
ния классификации взрывоопасных смесей горючих газов и
паров легковоспламеняющихся жидкостей с воздухом по кате-
гориям (табл. 4.1).

В соответствии с тем же ГОСТом взрывоопасные паро- и
газовоздушные смеси классифицируют по группам Т1 - Тб
исходя из температуры их самовоспламенения, т.е. температу-
ры, до которой должна быть равномерно нагрета смесь, чтобы
она воспламенялась без воздействия на нее открытого пламе-
ни:

Группа взрывоопасной смеси Т1 Т2 ТЗ Т4 Т5 Тб
Температура самовоспламене-

ния смеси, “С, выше.. 450 300-450 200-300 135-200 100-135 85-100

Распределение взрывоопасных смесей и паров с воздухом
по категориям и группам для некоторых горючих веществ,
встречающихся в нефтяной и газовой промышленности, при-
ведено в табл. 4.2.

Согласно ПУЭ взрывоопасные зоны помещений установок
делятся на шесть классов. Зоны помещений нефтяной и газо-
вой промышленности характеризуются в основном четырьмя
классами - В-1, В-1а, В-16 и В-1г, поэтому далее рассматрива-
ются особенности электрооборудования только этих классов
помещений.

При определении взрывоопасных зон принимается, что
взрывоопасная зона в помещении занимает весь его объем, ес-
ли объем взрывоопасной смеси превышает 5 % свободного объ-
ема помещения. Взрывоопасной считается зона в помещении в
пределах до 5 м по горизонтали и вертикали от технологичес-
ких аппаратов, из которых возможно выделение горючих газов
или паров легковоспламеняющихся жидкостей, если объем
взрывоопасной смеси равен или менее 5 % свободного объема
помещения. Помещение за пределами взрывоопасной зоны
считается невзрывоопасным, если нет других факторов, со-
здающих в нем взрывоопасность.

В зоны класса В-1 входят помещения, в которых взрыво-
опасные смеси могут образоваться при нормальных недли-
тельных режимах работы, например при загрузке или раз-
грузке технологических аппаратов, хранении или перелива-
нии легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, находя -
Таблица 4.1

Классификация взрывоопасных смесей

Категория взрывоопасной смеси (ГОСТ 12.1.011-78)	Смесь	БЭМЗ, мм
I	Рудничный метан	Более 1
II	Промышленные газы и пары	—
ПА	То же	Более 0,9
ПВ		Более 0,5  До 0,9
ПС		До 0,5

Таблица 4.2

Распределение взрывоопасных смесей по категориям и группам

Категория взрыво- опасной смеси	Группа взрывоопасной смеси				
	Т1	Т2	ТЗ	Т4	Т5
ПА	Аммиак, сольвент нефтяной, ацетон, бензол, пропан, толуол	Бутиловый спирт, бензин Б-95/130, бутан, спирты: метиловый, этиловый	Уайт-спи- рит, бензи- ны: А-72, А-76, Б-70, нефть сы- рая	Альдегид масляный	
ПВ	Коксовый газ	Окись про- пилена	Сероводо- род	Дибутило- вый эфир	—
ПС	Водород	Ацетилен	Трихлор- силан		Сероуг- лерод

щихся в открытых сосудах. К классу В-1а относятся помеще-
ния, в которых образование взрывоопасных смесей возможно
лишь при авариях и неисправностях.

В класс В-16 входят те же зоны помещений, что и в класс
В-1а, но имеющие следующие особенности:

горючие газы в этих зонах обладают высоким нижним кон-
центрационным пределом воспламенения (15 % и более) и
резким запахом при предельно допустимых по санитарным
нормам концентрациях;

образование в помещениях в аварийных случаях общей
взрывоопасной концентрации по условиям технологического
процесса исключается, возможна лишь местная взрывоопасная
концентрация;

горючие газы и легковоспламеняющиеся жидкости имеются
в помещениях в небольших количествах, не создающих общей
взрывоопасной концентрации, и во время работы с ними не
применяется открытое пламя; если же работа на этих установ-
ках производится в вытяжках или под вытяжными зонтами,
эти установки относятся к невзрывоопасным.

К зоне класса В-1г относятся пространства у наружных ус-
тановок, содержащих взрывоопасные газы, пары и легковос-
пламеняющиеся жидкости (например, газгольдеры, емкости,
сливно-наливные эстакады и т.д.), где появление взрывоопас-
ных смесей возможно только в результате аварии или неис-
правности. Для наружных установок взрывоопасными счита-
ются зоны в пределах:

до 20 м по горизонтали и вертикали от места открытого
слива и налива - для эстакад с открытым сливом и наливом
легковоспламеняющихся жидкостей;

до 3 м по горизонтали и вертикали от взрывоопасного тех-
нологического оборудования и 5 м по вертикали и горизонтали
от дыхательных и предохранительных клапанов - для осталь-
ных установок;

до 8 м по горизонтали и вертикали от резервуаров с легко-
воспламеняющимися жидкостями или горючими газами; при
наличии обвалования - в пределах всей площади внутри обва-
лования.

Наружные открытые эстакады с трубопроводами для горю-
чих газов и легковоспламеняющихся жидкостей относятся к
невзрывоопасным, за исключением зон в пределах до 3 м по
горизонтали и вертикали от запорной арматуры и фланцевых
соединений трубопроводов.

В класс В-1 входят газонаполнительные станции. Помеще-
ния насосных сырой, горячей и товарной нефти, дожимных
насосных станций, насосных станций нестабильного бензина,
компрессорные залы газовых компрессорных, а также закры-
тые газораспределительные пункты и манифольды относятся к
помещениям с зонами класса В-1а; кустовые насосные по за-
качке сточных вод (после установок комплексной подготовки

Таблица 4.3

Классы зон помещений, граничащих с взрывоопасными зонами

Класс взрыво- опасной зоны	Класс зоны смежного помещения, отделенного от взрыво- опасной зоны	
	одной стеной с дверью	двумя стенами с дверями, образующими коридор или тамбур
В-1  В-1а  В-16	В-1а  В-16  Невзрыво- и непожароопас- ные	Невзрыво- и непожароопас- ные  То же
нефти), помещения химлабораторий для анализа нефтепродук-
тов, канализационные насосные для перекачки сточных вод -
к помещениям с зонами класса В-16. Резервуарные парки сы-
рой и товарной нефти, открытые манифольды относятся к на-
ружным установкам с зонами класса В-1г.

Зоны производственных помещений, не содержащих пожа-
ро- или взрывоопасное технологическое оборудование и мате-
риалы, но граничащих с взрывоопасными помещениями, вхо-
дят в классы, определяемые по табл. 4.3.

Размеры зоны - до 5 м по горизонтали и вертикали от про-
ема двери.

4.2.	ВЗРЫВОЗАЩИЩЕННОЕ
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ

Взрывозащищенным называется электрооборудо-
вание, в котором предусмотрены конструктивные меры по ис-
ключению или затруднению возможности воспламенения ок-
ружающей взрывоопасной среды, прошедшее специальные ис-
пытания по взрывозащите.

Все вновь разрабатываемые типы взрывозащищенного элек-
трооборудования могут быть серийно изготовлены только после
принятия их межведомственной комиссией, испытания голо-
вных образцов контрольной организацией и получения от нее
соответствующего свидетельства на право выпуска.

Взрывозащищенное электрооборудование различается по
уровню взрывозащиты, группам и температурным классам. Ус-
тановлены следующие уровни взрывозащиты электрооборудо-
вания: электрооборудование повышенной надежности против
взрыва (знак уровня 2); взрывобезопасное электрооборудова-
ние (знак уровня 1); особовзрывобезопасное электрооборудо-
вание (знак уровня 0).

Электрооборудование повышенной надежности против
взрыва - это взрывозащищенное электрооборудование, в кото-
ром взрывозащита обеспечивается только в признанном нор-
мальным режиме работы.

Взрывобезопасное электрооборудование - это взрывозащи-
щенное электрооборудование, в котором взрывозащита обеспе-
чивается как при нормальном режиме работы, так и при при-
знанных вероятных повреждениях, определяемых условиями
эксплуатации, кроме повреждений средств взрывозащиты. Ес-
ли же во взрывозащищенном электрооборудовании по отноше-
нию к взрывобезопасному электрооборудованию приняты до-
полнительные средства взрывозащиты, то такое электрообору-
дование относится к уровню особовзрывобезопасного электро-
оборудования.

Вид взрывозащиты - это установленная совокупность
средств взрывозащиты. Для взрывозащищенного электрообо-
рудования по ГОСТ 12.2.020-76 установлены следующие виды
взрывозащиты.

Взрывонепроницаемая оболочка.................................. (1

Заполнение или продувка оболочки под избыточным давлением за-
щитным газом................................................... р

Искробезопасная электрическая цепь............................. г

Кварцевое заполнение оболочки с токоведущими частями........... д

Масляное заполнение оболочки с токоведущими частями............ о

Специальный вид взрывозащиты................................... з

Защита вида “е” ............................................... е

Область применения различных видов взрывозащиты при-
ведена в табл. 4.4.

Таблица 4.4

Виды взрывозащиты и область их применения

Вид взры-
возащиты

Обо-
значе-
ние

Схематическое изображение

Область при-
менения

Взрывоне-
проницае-
мая оболоч-
ка

Заполнение
или про-
дувка обо-
лочки под
избыточ-
ным давле-
нием за-
щитным га-
зом
Масляное
заполнение
оболочки с
токоведущи-
ми частями

Сильноточное
электрооборудо-
вание (асин-
хронные корот-
козамкнутые
электродвигате-
ли, коллектор-
ные двигатели,
трансформато-
ры, коммутаци-
онные аппара-
ты, светильни-
ки и другие ус-
тройства и аг-
регаты, выде-
ляющие искры)
То же, но для
особо крупных
машин и аппа-
ратов

Коммутацион-
ные аппараты,
трансформато-
ры
Вид взры-
возащиты

Кварцевое
заполнение
оболочки с
токоведущи-
ми частями
Защита ви-
да “е” (по-
вышенная
надежность
против
взрыва)

Искробезо-
пасная
электричес-
кая цепь

Обо-
значе-
ние

Схематическое изображение

Аналогично масляному заполне-
нию оболочки

Область при-
менения

Трансформато-
ры, конденсато-
ры

Короткозамкну-
тые электродви-
гатели, клемм-
ные коробки и
коробки выво-
дов, светильни-
ки, трансфор-
маторы тока,
измерительные
и управляющие
аппараты
Низковольтное
электрооборудо-
вание: измери-
тельные и уп-
равляющие ап-
параты (соб-
ственно элек-
трооборудова-
ние и цепи)

Примечание. I - минимальная длина щели; Ш - максимальная ши-
рина щели; (} - расход защитного газа; р - избыточное давление защитно-
го газа; к - максимальная разность уровней масла.

Взрывозащищенное электрооборудование в зависимости от
области его применения подразделяется на две группы. К I
группе относится рудничное электрооборудование, предназна-
ченное для подземных выработок шахт и рудников, ко II -
взрывозащищенное электрооборудование для внутренней и
наружной установки. Электрооборудование II группы, имею-
щее виды взрывозащиты “взрывонепроницаемая оболочка” и
(или) “искробезопасная электрическая цепь”, подразделяются
на три подгруппы, соответствующие категориям взрывоопас-
ных смесей.

Знак подгруппы электрооборудова-
ния..............................

Категории взрывоопасности смеси,
для которой электрооборудование яв-
ляется взрывозащищенным..........

II	ПА	ПВ	ПС

ПА, ПВ,	ПА	ПА,	ПВ	ПА, ПВ,

ПС	ПС

В маркировку по взрывозащите электрооборудования в ука-
занной последовательности входят:

знак уровня взрывозащиты электрооборудования (2, 1, 0);
знак Ех, указывающий на соответствие электрооборудова-
ния стандартам на взрывозащищенное электрооборудование;

знак вида взрывозащиты (с?, р, г, <?, о, у, е);

знак группы или подгруппы электрооборудования (II, ПА,
ПВ, ПС);

знак температурного класса электрооборудования (Т1, Т2,
ТЗ, Т4, Т5, Тб) (табл. 4.5).

Маркировка взрывозащиты выполнена в виде цельного, не
разделенного на части знака, располагаемого обычно в прямо-

Таб ли ца 4.5

Примеры маркировки взрывозащищенного электрооборудования
по ГОСТ 12.2.020-76

Уровень взрыво- защиты	Вид взрывозащиты	Группа (под- группа)	Темпе- ратурный класс	Маркировка по взрыво- защите		
Электро- оборудова- ние повы- шенной надежнос- ти против взрыва  Взрывобе- зопасное электро- оборудова- ние  Особо- взрывобе- зопасное электро- оборудо- вание	Защита вида “е”  Защита вида “е” и взрывоне- проницаемая оболочка Искробезопасная электри- ческая цепь  Продувка оболочки под избы- точным давлением  Взрывонепроницаемая обо- лочка и искробезопасная электрическая цепь Взрывонепроницаемая обо- лочка  Искробезопасная электри- ческая цепь  Заполнение оболочки под и избыточным давлением Защита вида “е”  Кварцевое заполнение обо- лочки  Специальный  Специальный и взрывоне- проницаемая оболочка Специальный, искробезо- пасная электрическая цепь и взрывонепроницаемая обо- лочка  Искробезопасная электри- ческая цепь  Искробезопасная электри- ческая цепь и взрывонепро- ницаемая оболочка Специальный и искробезо- пасная электрическая цепь Специальный	II ПВ  ПС  II  ПВ  ПА  ПС  II  II  II  II ПА  ПВ  ПС  ПА  ПС  II	Т6 ТЗ  Тб  Тб  Т5  ТЗ  Тб  Тб  Тб Тб  Тб Тб  Т4  Тб  Т4  Т4  Т4			
					2Ехе11Т6	
				1	2ЕхеЛ1ВТЗ|	
					2ЕхШСТ6	
						
					2ЕхоПТ6	
						
					2ЕхЛПВТ5|	
						
					1ЕхЛ1АТЗ	
						
					1ЕхШСТ6	
						
					1ЕхрПТ6	
						
					1Ехе11Т6	
					1ЕхЛГГ6	
						
					1ЕХ8ПТ6	
					1ЕХ8Л1АТ61	
						
				|1Ех81Л1ВТ4|		
					ОЕхШСТб	
					ОЕхЛПАТ^	
					0ЕХ8ШСТ4	
					0ЕХ8ПТ4	
угольнике на видном месте оболочки электрооборудования или
на табличке, прикрепленной к оболочке.

Маркировка по взрывозащите может включать дополни-
тельные знаки и надписи в соответствии со стандартами на элек-
трооборудование, например, степень защиты персонала по ГОСТ
14254-80, климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 и др.

Пример расшифровки маркировки 1Ехс111АТЗ по ГОСТ
12.2.020-76: уровень взрывозащиты электродвигателя - взры-
вобезопасный, вид взрывозащиты - взрывонепроницаемая обо-
лочка, электродвигатель предназначен для взрывоопасной сме-
си категории ПА и температурных классов Т1, Т2, ТЗ.

До окончательного введения в действие стандартов на
взрывозащищенное электрооборудование последнее разрабаты-
вается и маркируется согласно Правилам изготовления взры-
возащищенного и рудничного электрооборудования (ПИВРЭ).
Поэтому ниже также рассматриваются различные виды взры-
возащищенного электрооборудования, изготовленного и марки-
рованного в соответствии с ПИВРЭ (табл. 4.6). По мере внед-
рения новое взрывозащищенное электрооборудование будет
изготовляться и маркироваться по ГОСТ 12.2.020-76.

Таблица 4.6

Примеры маркировки взрывозащищенного электрооборудования по ПИВРЭ

Взрывозащита		Категория и труп- па взрывоопасной смеси	Маркировка по взрывозащите
Уровень	Вид		
Повышенная надежность против взры- ва  Взрывобезо- пасный	Защита вида “е”  Защита вида “е” и взрывонепрони- цаемая оболочка Защита вида “е” и искробезопасная электрическая цепь Масляное запол- нение оболочки и защита вида “е” Взрывонепрони- цаемая оболочка Искробезопасная электрическая цепь Кварцевое запол- нение оболочки Заполнение или продувка оболочки под избыточным давлением	Все категории, группы Т1-Т4 1-я и 2-я катего- рии, группы Т1-ТЗ  Все категории и группы  То же  1-я и 2-я катего- рии, группы Т1-ТЗ Все категории и группы  Все категории, группа Т1  Все категории, группы Т1-Т4	1 Н4Т4 | О  1 Н2ТЗ | © В  1 Н4Т5 1 © ©  1 Н4Т5 1 © Н  1 В2ТЗ| В  1 В4Т51 ®  1 В4Т1| ©  1 С41 4| ©
Продолжение табл. 4.6

Взрывозащита		Категория и труп- па взрывоопасной смеси	Маркировка по взрывозащите
Уровень	Вид		
Взрывобезо- пасный  Особовзры- вобезопасный	Масляное запол- нение оболочки Специальный вид взрывозащиты Взрывонепрони- цаемая оболочка и искробезопасная электрическая цепь Взрывонепрони- цаемая оболочка, искробезопасная электрическая цепь и специальный вид взрывозащиты Искробезопасная электрическая цепь и специальный вид взрывозащиты Искробезопасная электрическая цепь	Все категории и группы  Все категории, группы Т1-Т4 1-3-я и 4а катего- рии, группы Т1-ТЗ  Все категории и группы  1-3-я категории, все группы  Все категории и группы	1 В4Т5 1 ®  1 В4Т4 | ©  1 В4аТЗ | ® ®  1 В4Т5| ©@ ©  1 ВЗТ51 @ ©  1 04151 ®

Соответствие электрооборудования, имеющего маркировку
по ПИВРЭ, классификации категорий и групп взрывоопасных
смесей по действующему ГОСТу показано ниже.

Категория:
по ПИВРЭ.................................

по ГОСТ 12.1.011-78*..................

1,2 3	4

ПА	ПВ	ПС

Группы Т1-Т5 взрывоопасных смесей по ГОСТ 12.1.011-78*
и ПИВРЭ совпадают.

Взрывонепроницаемая оболочка выдерживает максимальное
давление при взрыве внутри нее без повреждения и обеспечи-
вает локализацию пламени, т.е. внутреннее воспламенение не
может распространиться через зазоры и отверстия в окружа-
ющую взрывоопасную среду. Однако возможность проникнове-
ния взрывоопасных смесей внутрь корпуса электрооборудова-
ния не исключается, т.е. полная герметизация оболочек не
обеспечивается. Но конструкции и размеры зазоров в местах
сопряжения отдельных частей оболочки таковы, что продукты
взрыва внутри оболочки охлаждаются настолько, проходя эти
зазоры, что не могут воспламенить внешнюю взрывоопасную
среду, окружающую оболочку.

Источником воспламенения взрывоопасной смеси внутри
оболочки электрооборудования может быть искрение контактов
при нормальной работе, искрение или нагрев при перегруз-
ках, коротких замыканиях и в других аварийных случаях.

В нефтяной и газовой промышленности нашли применение
асинхронные короткозамкнутые электродвигатели серий ВАО,
ВАО2, ВАОЗ, В, 2В, ВАСО, ВАСО2, АИМ с видом взрывоза-
щиты “взрывонепроницаемая оболочка”.

Асинхронные короткозамкнутые двигатели единой серии В
рассчитаны на применение во взрывоопасных помещениях и
на наружных установках всех классов, где возможно образова-
ние взрывоопасных смесей 1, 2, 3-й категорий и групп Т1-Т4.
Серия В разработана на базе электродвигателей серии 4А об-
щего назначения, которые рассчитаны на продолжительный
режим работы. Климатическое исполнение - У, ХЛ, Т; кате-
гории размещения 2-5. Степень защиты оболочки от проник-
новения пыли и воды - 1Р54. Маркировка по взрывозащите -
ВЗТ4 (по ПИВРЭ).

Электродвигатели имеют модификации как по способу мон-
тажа (формы исполнения), так и по взрывозащите - В4Т5-В.

Электродвигатели серии В мощностью 0,37-110 кВт имеют:
13 высот оси вращения вала Н (63-280 мм), входящих в обо-
значение типа электродвигателя; три длины, обозначаемые:
5 - короткая, М - средняя, к - длинная; четыре частоты вра-
щения вала, соответствующие числу полюсов 2, 4, 6, 8.

Пример условного обозначения взрывозащищенного элект-
родвигателя серии В с высотой оси вращения вала Н = 180
мм, средней длиной М, двухполюсного, климатического испол-
нения ХЛ, категории размещения 2,5: электродвигатель
В180М2ХЛ 2,5.

Электродвигатели серии 2 В являются дальнейшим усовер-
шенствованием электродвигателей серии В и имеют одинако-
вые с ними основные технические характеристики. Высота оси
вращения 63-250 мм, диапазон мощностей 0,37-90 кВт. Число
полюсов - 2, 4, 6, 8.

Отечественной промышленностью освоены взрывозащищен-
ные электродвигатели АИМ на базе единой серии электродви-
гателей АИ с видом взрывозащиты “взрывонепроницаемая
оболочка” (б). У этих электродвигателей вводное устройство
имеет два вида взрывозащиты: с! - для взрывоопасных зон
класса В-1, е - для взрывоопасных зон остальных классов.

На корпусах электродвигателей нанесены знаки взрывоза-
щиты по ГОСТ 12.2.020-76: 1Ехс1ПТ4 или 1Ехес1ПВТ4. Первые
имеют вводное устройство и корпус электродвигателя с видом
взрывозащиты с1, вторые - вводное устройство с видом взры-
возащиты е, а корпус - с1. Климатическое исполнение - У,
УХЛ, Т с категориями размещения 2-5. Степень защиты обо-
лочки двигателей 1Р54.

Электродвигатели серии АИМ постепенно заменят в экс-
плуатации аналогичные электродвигатели серии ВАО.

Серия ВАО (взрывозащищенный асинхронный обдуваемый
двигатель) разработана на базе электродвигателей АО2 общего
применения и имеет одинаковые с ними высоту оси вращения
вала, а также установочные и присоединительные размеры.
Климатическое исполнение У, категория размещения 2-4, сте-
пень защиты оболочки от проникновения воды и пыли 1Р54.
Электродвигатели этой серии на напряжение 380 и 660 В
мощностью 0,4~5,5 кВт имеют девять условных габаритов. Для
каждого габарита предусмотрены две длины сердечника стато-
ра и пять частот вращения вала, соответствующих числам по-
люсов (2, 4, 6, 8, 10).

Пример условного обозначения взрывозащищенного асин-
хронного электродвигателя серии ВАО 5-го габарита, 1-й
длины сердечника статора, двухполюсного, климатического
исполнения У, категории размещения 2-4: электродвигатель
ВАО-51-2У2-4.

Кроме того, изготовляют электродвигатели серии ВАО2
(рис. 4.1) на напряжение 380 и 660 В мощностью 55-200 кВт и
электродвигатели серии ВАО2 на напряжение би 10 кВ с
маркировкой по взрывозащите 1Ехс1ПВТ4, в климатическом
исполнении У и Т, категории размещения 2-4.

Пусковая и пускорегулирующая аппаратура обычно уста-
навливается за пределами взрывоопасных помещений. В этих
помещениях размещают только аппараты управления и комму-
тационные аппараты, механически связанные с технологичес-
ким оборудованием: кнопочные посты и колонки управления,
конечные выключатели и др. Эти аппараты во взрывонепро-
ницаемом исполнении имеют корпус и крышку, в соединениях
между которыми предусмотрена щелевая (при помощи зазора)
защита от передачи пламени.

К таким аппаратам относятся посты управления и сигнали-
зации серии ПВ во взрывонепроницаемой оболочке из алюми-
ниевого сплава, предназначенные для управления электропри-
водами машин и механизмов в стационарных и передвижных
установках на напряжение до 660 В и ток до 10 А. Посты мо-
гут применяться для сигнализации, связанной с электроприво-
дами или другими электротехническими устройствами, а также
для дистанционного управления электромагнитными аппарата-
ми (пускателями, реле и др.). Посты имеют климатическое
118
Рис. 4.1. Электродвигатель серии ВАО2:

1 ~ ротор; 2 - пакет стали статора; 3 ~ корпус; 4 - ребра корпуса; 5 - трубки
циркуляции внутреннего воздуха; 6 - обмотка статора; 7 - вентилятор внут-
реннего воздуха; 8 - подшипниковый щит; 9 ~ вентилятор обдува воздухом;

10 - подшипниковый узел

исполнение У, категории размещения 1-5, степень защиты
оболочек 1Р54, маркировка постов по взрывозащите 1Ехс1ПВТ6
и др.

Посты управления серии ПВ заменят все выпускавшиеся
ранее посты управления для взрывоопасных зон.

Заполнение или продувка оболочки под избыточным давле-
нием защитным газом. В этом исполнении выпускается круп-
ное электрооборудование (мощные электродвигатели, иногда
щиты управления), предназначенное для стационарной уста-
новки во взрывоопасных помещениях. Части такого электро-
оборудования помещаются в плотно закрытые оболочки, проду-
ваемые чистым воздухом или инертным газом при помощи
специальной системы вентиляции. При этом внутри оболочек
создается избыточное давление воздуха, препятствующее про-
никновению взрывоопасных смесей из окружающей среды.
Допускается применение как разомкнутого, так и замкнутого
цикла вентиляции.

Воздух для продувания электрооборудования должен заби-
раться снаружи из атмосферы или из помещения, не содер-
жащего взрывоопасных смесей. Содержание инертной пыли в
воздухе должно быть не более 0,2 мг/м3. Отработанный воздух
не допускается выбрасывать во взрывоопасное помещение. В
оболочке с замкнутым циклом вентиляции допускается подача
воздуха или инертного газа из баллонов с редуцированием до
необходимого давления. Избыточное статическое давление воз-
духа или инертного газа как внутри продуваемого электрообо-
рудования, так и по всей длине воздухопровода должно быть
не менее 100 Па. Те части электрооборудования, которые не
могут быть продуты воздухом (например, вводные коробки эле-
ктродвигателей), заключают во взрывонепроницаемую оболоч-
ку или изготовляют в другом взрывозащищенном исполнении.

Эксплуатация электрооборудования в таком исполнении до-
пустима при наличии специальных блокировок, обеспечиваю-
щих:

подачу напряжения на электрооборудование только после
того, как вступила в работу система вентиляции и произведена
продувка оболочек электрооборудования и всех элементов сис-
темы вентиляции чистым воздухом или инертным газом в раз-
мере пятикратного объема оболочек и системы вентиляции;

автоматическое отключение электрооборудования от всех
источников питания электроэнергией в помещениях класса В-1
и приведение в действие сигнализации в помещениях класса
В-1а при снижении статического давления на приборах кон-
троля давления в системе продувки до установленных значе-
ний;

автоматическое включение резервной вентиляционной уста-
новки при снижении статического давления ниже установлен-
ного для электрооборудования с элементами, имеющими более
высокую температуру, чем допустимая для взрывоопасной сре-
ды данного помещения.

Электрические машины в исполнении, предусматривающем
продувание под избыточным давлением, выпускаются несколь-
ких серий мощностью от 320 до 12 500 кВт. Для привода пор-
шневых компрессоров предназначены синхронные двигатели
серии СДКП2, продуваемые чистым воздухом, с частотой вра-
щения 250-600 об/мин, мощностью 320-6300 кВт, на напряже-
ние 6 и 10 кВ.

Электродвигатели предназначены для работы в помещениях
со взрывоопасными зонами всех классов (кроме В-1г), в кото-
рых могут образовываться взрывоопасные смеси всех катего-
рий и групп. Электродвигатели имеют климатическое испол-
нение У, категорию размещения 4, степень защиты оболочки
1Р54, маркировку взрывозащиты 1ЕхрПТ5.
Возбуждение электродвигателей осуществляется от возбуди-
телей серии ТЕ8-320 с системой управления и регулирования
тока возбуждения. Питание возбудителей обеспечивает отдель-
но установленный трансформатор 380 В. Возбудители и
трансформаторы размещают за пределами взрывоопасных зон.

Вентиляция таких двигателей осуществляется по разомкну-
тому (рис. 4.2, а) и замкнутому (рис. 4.2, б) циклам. Из под-
водящего воздуховода чистый воздух поступает к днищу элект-
родвигателя через нагнетательный патрубок и на выходе из
двигателя направляется в уплотненную яму, откуда уходит че-
рез воздуховод. В схеме вентиляции двигателя по замкнутому
циклу охлаждающий чистый воздух циркулирует в замкнутой,
тщательной уплотненной системе и охлаждается водой в воз-
духоохладителях .

Избыточное давление воздуха в системе обеспечивается ра-
ботой вентилятора подпитки. Как при разомкнутом, так и при
замкнутом цикле вентиляции температура воздуха на входе в
двигатель должна находиться в пределах от -15 до +30 °С. Из-
быточное статическое давление в фундаментной яме должно
быть не менее 3,5-1 О' МПа, а в камере корпуса статора и под
щитом двигателя - не менее 2,5-1 О' МПа.

Для привода центробежных компрессоров и насосов выпус-
каются синхронные электродвигатели серии СТДП мощностью
630-12 500 кВт на 6 и 10 кВ, 3000 об/мин. Электродвигатели
предназначены для продолжительного режима работы и могут

Рис. 4.2. Схема вентиляции электродвигателя типа СДКП2 по разомкнутому (::)
и замкнутому ( ) циклам:

1 - электродвигатель; 2, 5 - воздуховоды; 3 ~ напорный вентилятор; 4 - за-
движка; 6 - вентилятор поддува; 7 - воздуховоды подпитки; 8 - воздухоохла-
дитель
применяться в помещениях со взрывоопасными зонами всех
классов (кроме В-1г), в которых могут образовываться взрыво-
опасные смеси всех категорий и групп.

Взрывобезопасный уровень взрывозащиты электродвигате-
лей обеспечивается только при наличии автоматического от-
ключения электродвигателя от всех источников электроэнер-
гии при снижении избыточного давления воздуха в системе
продувки ниже установленного предела. Если при снижении
избыточного давления подается только сигнал опасности, то
взрывозащита электродвигателя снижается до уровня повы-
шенной надежности против взрыва. Климатическое исполне-
ние У, категория размещения 4, степень защиты оболочки
1Р44. Маркировка по взрывозащите - 1ЕхрПТ5.

В качестве возбудителей применяется устройство типа
БВУП. Циркулирующий внутри двигателя воздух охлаждается
водяными воздухоохладителями, которые устанавливают рядом
с двигателем.

Для центробежных компрессоров и насосов выпускаются
также асинхронные короткозамкнутые двигатели серии 4А
мощностью 500-5000 кВт на 6 и 10 кВ с синхронной частотой
вращения 3000 об/мин, продуваемые под избыточным давлени-
ем и рассчитанные на работу в условиях взрывоопасных сме-
сей всех категорий и групп. Их воздушное охлаждение может
осуществляться при помощи вентиляции, действующей как по
разомкнутому, так и по замкнутому циклу. Маркировка двига-
телей по взрывозащите - 1ЕхрПТ5.

Искробезопасная электрическая цепь выполняется таким
образом, чтобы электрический разряд или ее нагрев не мог
воспламенить взрывоопасную среду при установленных усло-
виях испытания. Этот вид защиты обеспечивается ограничени-
ем напряжения и тока, шунтированием реактивных элементов,
накапливающих энергию, гальванической развязкой между
искробезопасными цепями, а также между разными группами
искробезопасных цепей. Эти мероприятия осуществляются с
помощью специальных искрозащитных элементов (ограни-
чительных, шунтирующих и разделительных). Для ограниче-
ния тока и напряжения и шунтирования реактивных элемен-
тов применяют линейные и нелинейные резисторы, полупро-
водниковые приборы. Допустимая нагрузка на полупроводни-
ковые приборы снижается на 1 /3 по отношению к номиналь-
ной. Искрозащитные элементы и защищаемый ими элемент
должны вместе составлять неразборную конструкцию. Для
этого их заливают твердеющим компаундом. В качестве разде-
лительных элементов используют реле, контакторы, транс-
122
форматоры. Особые требования предъявляются к монтажу и
проводке, печатным платам, оболочкам, зажимам вводных уст-
ройств и др. Внешние искробезопасные цепи, как правило, не
объединяют в одном кабеле с искроопасными цепями.

Кварцевое заполнение оболочки обеспечивает получение до-
статочного защитного слоя заполнителя вокруг токоведущих и
находящихся под напряжением частей электрооборудования.
При этом виде защиты в качестве заполнителя используется
сухой кварцевый песок с регламентируемым составом и элект-
рическими характеристиками. Толщину защитного слоя (крат-
чайшего расстояния от электрических частей до поверхности
заполнителя или стенок оболочки) при мощности электрообо-
рудования до 0,5 кВ-А определяют по условиям искрового раз-
ряда, не вызывающего оплавления кварцевого песка. При
большей мощности толщина защитного слоя определяется ус-
ловиями дугового разряда (повреждения, связанного с обрывом
токоведущей части одной фазы) или дугового КЗ. Чтобы
уменьшить толщину защитного слоя, применяют специальные
экраны. Оболочка электрооборудования должна иметь степень
защиты от внешних воздействий не ниже 1Р54 и выдерживать
внутреннее избыточное испытательное давление 0,05 МПа.
Этот вид взрывозащиты применяется для электрооборудования,
не имеющего подвижных и нормально искрящихся частей.

Масляное заполнение оболочки. Взрывозащищенное обору-
дование в этом исполнении изготовляется таким образом, что
все его искрящие и неискрящие токоведущие части помещены
в трансформаторное масло или другую жидкость, свойства ко-
торой соответствуют свойствам этого масла. При этом предот-
вращается соприкосновение между токоведущими частями и
контакт их с взрывоопасными средами, что позволяет исклю-
чить воспламенение последних.

Маслонаполненное электрооборудование может применять-
ся во взрывоопасных помещениях и наружных установках
всех перечисленных выше классов.

Данный вид взрывозащиты применим только для стацио-
нарно устанавливаемого электрооборудования: аппаратуры уп-
равления, нагревателей, пусковых реостатов. Для переносного
и передвижного электрооборудования применять его запреща-
ется.

Специальный вид взрывозащиты обеспечивается заключе-
нием электрических частей в герметичную оболочку; гермети-
зацией электрооборудования изоляционными материалами
(например, эпоксидным компаундом); помещением в оболочку
со специальным наполнителем, исключающим контакт элект-
рических частей со взрывоопасной средой; воздействием на
взрывоопасную смесь, проникающую в оболочку электрообору-
дования, специальными устройствами или веществами для по-
глощения или снижения ее концентрации до значений, при
которых исключается возможность взрыва; другими средства-
ми, обеспечивающими необходимый уровень взрывозащиты
электрооборудования.

Защита вида “е” состоит в том, что в электрооборудовании
(или его части), не имеющем нормально искрящих частей,
принят ряд мер (дополнительно к используемым в электрообо-
рудовании общего назначения), препятствующих опасному на-
греву, возникновению электрического искрения и дуг.

При этом виде защиты оболочка электрооборудования
должна иметь степень защиты от внешних воздействий не
ниже 1Р44 при изолированных токоведущих частях и не ниже
1Р54 при неизолированных. Плотность тока в контактных со-
единениях ограничивается до 2,5 А/мм2. Проводники в местах
пайки должны быть предварительно скручены. Устанавливает-
ся более низкая (по сравнению с электрооборудованием обще-
го назначения) допустимая температура обмоток. Резисторы,
полупроводниковые приборы, конденсаторы и другие неискря-
щие элементы общего назначения должны быть дополнительно
защищены от внешних воздействий путем их помещения в
оболочку со степенью защиты не ниже 1РЗЗ или залиты ком-
паундом. Допустимая нагрузка для них снижается на 1/3 от
номинальной.

Для электрических машин с подшипниками качения уста-
новлены минимальные зазоры между статором и ротором от
0,2 до 2,7 мм в зависимости от диаметра ротора и числа пар
полюсов. Устанавливаются также дополнительные требования
к светильникам, измерительным трансформаторам и приборам,
пусковым резисторам.

4.3.	ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
ДЛЯ ВЗРЫВООПАСНЫХ ЗОН

Выбору электрооборудования для взрывоопасных
зон предшествует ознакомление с условиями окружающей
взрывоопасной среды. Для этого определяют:

1)	данные, характеризующие взрывоопасную среду (физи-
ческие свойства вещества, участвующего в технологическом
процессе, а также категорию и группу, к которым может быть
отнесена взрывоопасная смесь);
2)	класс и границы взрывоопасных зон в отношении опас-
ности образования в них взрывоопасных смесей в нормальном
и аварийном режимах работы технологических установок;

3)	условия, характеризующие температуру, влажность и
химическую агрессивность среды, в которой должно работать
электрооборудование;

4)	защитные и профилактические мероприятия, которые
позволили бы снизить класс взрывоопасной зоны.

После определения перечисленных данных и условий и на
основании опыта эксплуатации аналогичных технологических
установок решают вопрос о выборе электрооборудования.

По установленной категории выбирают электрооборудова-
ние во взрывонепроницаемой оболочке по допустимым зазорам
в соединениях отдельных его частей, а по группе - длительно
допустимый нагрев электрооборудования, исключающий воз-
можность самовоспламенения взрывоопасных смесей соответ-
ствующих групп.

Если электрооборудование предназначено для определенной
взрывоопасной смеси, то максимальная температура его по-
верхности не должна превышать температуру воспламенения
этой смеси.

В зависимости от класса взрывоопасной зоны электрообо-
рудование может выбираться или взрывозащищенным, или
общего назначения.

Надежность и безопасность эксплуатации выбранного взрыво-
защищенного электрооборудования может быть обеспечена при
условии соответствия уровня и вида взрывозащиты классу взры-
воопасной зоны, а также категории и группе взрывоопасной сме-
си. Надежность и безопасность эксплуатации электрооборудова-
ния общего назначения, применяемого в некоторых менее взры-
воопасных зонах, может быть обеспечена определенной степе-
нью защиты его оболочки и допустимой температурой нагрева.

Допустимые уровни взрывозащиты и степени защиты оболо-
чек, рекомендуемые ПУЭ для стационарно установленных эле-
ктрических машин, аппаратов и приборов, светильников, а
также передвижных и переносных установок, приведены в
табл. 4.7.

Как видно из табл. 4.7, наиболее жесткие требования
предъявляются к электрооборудованию во взрывоопасных зо-
нах класса В-1, а самые низкие требования - к электрообору-
дованию в менее взрывоопасных зонах класса В-16, где допус-
кается применение электрооборудования общего назначения со
степенью защиты оболочки не менее 1Р54, а для аппаратов и
приборов - 1Р44.
Применение основного электрооборудования для взрывоопасных зон

Класс взрыво- опасной зоны	Уровень взрывозащиты, степень защиты оболочки		
	электрических машин	аппаратов и приборов	светильни- ков
	Стационарные установки		
В-1	1	0; 1	1
В-1а, В-1г	2	Искрящих или подвер-	
		женных нагреву выше 80 °С - 2	
		Неискрящих и не под-	2
		верженных нагреву выше 80 °С - не менее 1Р54	
В-16	Не менее 1Р44	Не менее 1Р44	1Р55
	Передвижные	а переносные установки	
В-1	1	0; 1	1
В-1а	2	0; 1	1
В-16	1Р44	2	2

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1.	Что такое БЭМЗ?

2.	Назовите показатели взрывоопасности горючих веществ.

3.	В чем заключается сущность классификации взрывоопас-
ных смесей?

4.	Назовите классы взрывоопасных зон, получивших наи-
большее распространение в нефтяной и газовой промышлен-
ности.

5.	Какое электрооборудование называется взрывозащищен-
ным?

6.	Какие уровни взрывозащиты предусмотрены для взрыво-
защищенного электрооборудования?

7.	Как маркируется взрывозащищенное электрооборудова-
ние?

8.	Назовите виды взрывозащиты.

9.	Назовите типы электродвигателей с видом взрывозащиты
“взрывонепроницаемая оболочка”.
ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ
глава ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

5.1.	ОБЩИЕ НОРМЫ И ЗАЩИТНЫЕ МЕРЫ,
ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Основным критерием электробезопасности экс-
плуатации электроустановок являются предельно допустимые
уровни тока, протекающего через тело человека в течение оп-
ределенного времени. Если принять электрическое сопротив-
ление тела человека фиксированным, то напряжение между
двумя точками разных потенциалов, к которым прикасается
человек (напряжение прикосновения), и ток, проходящий че-
рез тело человека, оказываются однозначно связанными. Пре-
дельно допустимые значения напряжения прикосновения и
токов установлены для путей тока от одной руки к другой и от
рук к ногам.

Значения предельно допустимых напряжений прикоснове-
ния и токов, проходящих через человека, нормируются в зави-
симости от режима электроустановки (неаварийный, аварий-
ный), рода тока, уровня напряжения, состояния нейтрали
электроустановки, вида электроустановки (производственная,
бытовая) и продолжительности воздействия тока на человека.
Нормируемые параметры при аварийном режиме производст-
венных электроустановок напряжением до 1 кВ с заземленной
или изолированной нейтралью не должны превышать значе-
ний, указанных в табл. 5.1. Нормируемые параметры при ава-
рийном режиме производственных электроустановок с часто-
той 50 Гц, напряжением выше 1 кВ с эффективным заземле-
нием нейтрали не должны превышать значений, приведенных
в табл. 5.2.

Нормируемые параметры при неаварийном режиме произ-
водственных электроустановок при продолжительности воз-
Нормированные значения напряжения прикосновения и токов, проходящих
через тело человека, для производственных электроустановок
напряжением до 1 кВ с заземленной и изолированной нейтралью
и выше 1 кВ с изолированной нейтралью

Род тока	Норми- руемая величина	Продолжительность воздействия тока 1, с											
		0,08	0,1	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1	1-5
Перемен-	I, мА	650	500	250	165	125	100	85	70	65	55	50	6
ный, 50 Гц	(7, В	650	500	250	165	125	100	85	70	65	55	50	36
Перемен-	I, мА	650	500	500	330	250	200	170	140	130	110	100	8
ный, 400 Гц	(7, В	650	500	500	330	250	200	170	140	130	110	100	36
Постоян-	I, мА	650	500	400	350	300	250	240	230	220	210	200	15
НЫЙ	(7, В	650	500	400	350	300	250	240	230	220	210	200	40
Выпрям-	I, мА	650	500	400	300	270	230	220	210	200	190	180	—
ленный од- нопериод- ный	(7, В	650	500	400	300	270	230	220	210	200	190	180	
Выпрям-	I, мА	650	500	400	300	250	200	190	180	170	160	150	—
ленный од- нополупе- риодный	(7, В	650	500	400	300	250	200	190	180	170	160	150	

Таблица 5.2

Нормированные значения напряжения прикосновения и токов, проходящих
через тело человека, для производственных электроустановок
напряжением выше 1 кВ частотой 50 Гц с эффективно заземленной нейтралью

Норми- руемая величина	Продолжительность воздействия тока 1, с											
	0,08	0,1	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1	1-5
I, мА	650	500	400	325	250	200	160	130	110	105	100	50/г:
(7, В	650	500	400	325	250	200	160	130	110	105	100	65/г

действия не более 10 мин в сутки не должны превышать зна-
чений, указанных в табл. 5.3.

К потенциально опасным частям электроустановок, на кото-
рых могут возникнуть опасные потенциалы, относятся:

1)	металлические части электротехнического оборудования
и изделий: корпуса электрических машин, аппаратов, све-
тильников, распределительных устройств, станций управле-
ния, а также съемные и открывающиеся части, если на них
установлено электрооборудование напряжением выше 42 В пе-
ременного тока или 110 В постоянного тока; оболочки и броня
кабелей, проводов и шинопроводов, кабельные муфты, соеди-
нительные коробки и т.п.;

2)	металлические опорные, ограждающие и другие конст-
рукции, находящиеся в непосредственном соприкосновении с
Предельно допустимые значения напряжения прикосновения и токов,
проходящих через тело человека при неаварийном режиме
электроустановки

Род тока	I, мА	(7, В
Переменный, 50 Гц	0,3	2
Переменный, 400 Гц	0,4	3
Постоянный	1	8

частями, указанными в и. 1: рамы электрических машин, осно-
вания комплектных устройств, станины станков, машин, меха-
низмов, кабельные конструкции, лотки, короба, ответвитель-
ные коробки, металлорукава, струны, тросы, металлические
трубы электропроводок и т.п.;

3)	металлические строительные и стационарно установлен-
ные конструкции и оборудование, трубопроводы всех назначе-
ний, рельсы крановых и железнодорожных путей и т.п.

Все потенциально опасные части должны быть заземлены
или занулены либо к ним должны быть применены другие ме-
ры защиты людей от поражения электрическим током при по-
вреждении изоляции в соответствии с требованиями ПУЭ (гл.
1.7).

Не требуется преднамеренно заземлять или занулять сле-
дующие потенциально опасные части: корпуса электрооборудо-
вания, аппаратов и электромонтажных конструкций, установ-
ленных на заземленных (зануленных) металлических конст-
рукциях распределительных устройств, щитах, шкафах, щит-
ках, станинах станков, машин и механизмов, при условии
обеспечения надежного электрического контакта с заземлен-
ным или зануленным основанием.

Для защиты людей от поражения электрическим током на-
ряду с основными защитными мерами (заземлением и зануле-
нием) применяют следующие меры: защитное отключение,
малое напряжение, защитное разделение сети, двойную изо-
ляцию, уравнивание потенциалов, выравнивание потенциалов.
Точная формулировка терминов, характеризующих электробе-
зопасность в целом и защитные мероприятия в частности,
приведена ниже.

Выбор защитных мер должен производиться в зависимости
от следующих факторов: режима работы нейтрали электроус-
тановок, номинального напряжения сети, категории опасности
помещений, технико-экономической целесообразности.

Далее остановимся только на основных защитных узлах.

Заземление следует применять во всех электроустановках
напряжением выше 1 кВ, а также электроустановках до 1 кВ с
изолированной нейтралью. Зануление - в электроустановках
до 1 кВ с заземленной нейтралью. Защитное отключение ре-
комендуется применять в электроустановках до 1 кВ с любым
режимом нейтрали, к которым предъявляются повышенные
требования безопасности, где высока вероятность прикоснове-
ния к токоведущим частям или по каким-либо причинам трудно
осуществить надежное заземление и зануление. Малое на-
пряжение, защитное разделение сети, двойную изоляцию сле-
дует применять в электроустановках до 1 кВ, где имеется тех-
ническая возможность и экономическая целесообразность, и,
как правило, для отдельных электроприемников. Выравнива-
ние и уравнивание потенциалов рекомендуется в качестве до-
полнительной меры с целью снижения напряжения прикосно-
вения в электроустановках, в которых применяются заземле-
ние и зануление.

В научно-технической документации и литературе по элек-
тробезопасности используется специальная терминология.
Приведенные ниже определения терминов соответствуют гл.
1.7 ПУЭ.

Заземленная нейтраль - нейтраль трансформатора
(генератора), присоединенная к заземляющему устройству не-
посредственно или через малое сопротивление (например,
через трансформатор тока).

Изолированная нейтраль - нейтраль трансформатора
(генератора), не присоединенная к заземляющему устройству
или присоединенная к нему через приборы сигнализации, из-
мерения и защиты, заземляющие дугогасящие реакторы и по-
добные им устройства, имеющие большое сопротивление.

Электрическая сеть с эффективно заземленной нейтра-
лью - трехфазная электрическая сеть, в которой отношение
разности потенциалов между неповрежденной фазой и землей
в точке замыкания на землю другой или двух других фаз к
разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до
замыкания не превышает 1,4. При этом потенциал земли и
сопротивление в точке замыкания принимаются равными ну-
лю.

Потенциально опасные части - доступные прикосновению
человека металлические нетоковедущие части электроустано-
вок, между которыми (или между ними и землей) при нару-
шении изоляции токоведущих частей относительно земли мо-
жет возникнуть напряжение, превышающее предельно допус-
тимое для людей значение напряжения прикосновения.

Замыкание на землю - соединение токоведущей части элек-
троустановки непосредственно с землей или с конструктивны-
ми частями, не изолированными от земли.

Ток замыкания на землю - ток, стекающий в землю через
место замыкания.

Заземление - преднамеренное соединение потенциально
опасных или токоведущих частей электроустановки с зазем-
ляющим устройством.

Защитное заземление - заземление потенциально опасных
частей с целью обеспечения электробезопасности.

Рабочее заземление - заземление какой-либо точки токове-
дущих частей электроустановки, необходимое для обеспечения
работы электроустановки.

Зануление - преднамеренное соединение потенциально
опасных частей с заземленной нейтралью электроустановки до
1 кВ с целью автоматического отключения поврежденного уча-
стка сети.

Уравнивание потенциала - снижение разности потенциа-
лов между различными потенциально опасными частями путем
соединения их между собой.

Выравнивание потенциала - снижение разности потенциа-
лов между заземляющим устройством и поверхностью земли
либо другого основания, окружающих это устройство, путем
соединения его с уложенными в земле, или на поверхности
земли, или на основании защитными проводниками, а также
применения специальных покрытий земли (оснований) с низ-
ким удельным сопротивлением.

Защитное отключение - автоматическое отключение всех
фаз (полюсов) участка сети до 1 кВ, обеспечивающее безопас-
ные для человека сочетания тока и времени его прохождения
при замыкании на корпус или снижении уровня изоляции
ниже определенного значения.

Защитное разделение сети - электрическое отделение це-
пи электроприемника от питающей сети посредством установ-
ки разделительных трансформаторов или двигатель-генерато-
ров.

Малое напряжение - номинальное напряжение между фа-
зами (полюсами) и по отношению к земле не более 42 В пе-
ременного тока и 110 В постоянного тока, применяемое в целях
уменьшения опасности поражения электрическим током.

Двойная изоляция - совокупность рабочей и защитной
(дополнительной) изоляции электрооборудования, при которой
повреждение только рабочей или только защитной (дополни-
тельной) изоляции не приводит к появлению опасного напря-
жения на корпусе.
Заземляющее устройство - совокупность электрически со-
единенных заземлителей и заземляющих проводников.

Заземлитель - проводник (электрод) или совокупность эле-
ктрически соединенных между собой проводников
(электродов), осуществляющих электрическую связь с землей.

Искусственный заземлитель - заземлитель, сооружаемый
специально для целей заземления.

Естественный заземлитель - находящиеся в соприкосно-
вении с землей электропроводящие части коммуникаций, зда-
ний и сооружений производственного или иного назначения,
имеющие электрическую связь с землей и используемые для
целей заземления.

Выносной заземлитель - искусственный заземлитель, рас-
положенный на некотором удалении от электроустановки и
связанный с ней посредством заземляющих проводников.

Защитный проводник - проводник, соединяющий заземли-
тели, нейтраль электроустановки и потенциально опасные ча-
сти с целью выполнения заземления, зануления и уравнива-
ния потенциалов. Защитный проводник может быть заземля-
ющим, нулевым защитным и уравнивающим.

Нулевой защитный проводник - проводник, соединяющий
зануляемые части с нейтралью электроустановки.

Заземляющий проводник - проводник, соединяющий зазем-
ляемые части с заземлителем.

Нулевой рабочий проводник - проводник, используемый
для питания электроприемников и соединения их нулевых вы-
водов с заземленной нейтралью электроустановки.

Нулевой проводник - проводник, сочетающий функции за-
щитного и нулевого рабочего проводника.

Магистраль заземления (зануления) - защитный провод-
ник, имеющий два ответвления или более.

Зона нулевого потенциала - зона земли, где потенциал, со-
здаваемый током растекания от заземлителя, может быть при-
нят равным нулю.

Зона растекания - зона земли между заземлителем и зо-
ной нулевого потенциала.

Напряжение прикосновения — напряжение между двумя
точками цепи тока замыкания на землю (корпус) при одновре-
менном прикосновении к ним человека.

Вынос потенциала - распространение напряжения на за-
земляющем устройстве относительно зоны нулевого потенциа-
ла за пределы электроустановки по естественным или искус-
ственным заземлителям или защитным проводникам.

Сопротивление заземляющего устройства - отношение
напряжения на заземляющем устройстве к току, стекающему с
заземляющего устройства в землю.

Эквивалентное удельное сопротивление земли с неодно-
родной структурой - удельное сопротивление земли с одно-
родной структурой, в которой сопротивление заземляющего
устройства имеет то же значение, что и в земле с неоднород-
ной структурой.

5.2.	НОРМИРУЕМЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Главной электрической характеристикой заземля-
ющего устройства (ЗУ) является его сопротивление, которое
складывается из сопротивления растеканию тока с заземлите-
ля в землю и сопротивления заземляющих проводников. Со-
противление растеканию тока с заземлителя в землю для
краткости называют просто сопротивлением растеканию за-
землителя или сопротивлением заземлителя. Сопротивление
заземлителя равно отношению напряжения в нем (в месте
ввода тока) к току, стекающему на землю.

Сопротивление заземлителя может быть рассчитано и из-
мерено. Поэтому данный параметр удобно использовать и в
качестве нормирующего. Соответствующие нормированные
значения устанавливают исходя из нормированных значений
напряжения прикосновения и токов, проходящих через тело
человека, которые, как следует из данных, представленных в
разд. 5.1, зависят от режимов нейтрали и других характерис-
тик электроустановки.

Заземляющие устройства электроустановок напряжением
до 1 кВ следует выполнять с соблюдением требований к зна-
чению сопротивления заземлителя. Предельно допустимые
значения сопротивления заземлителя для электроустановок
напряжением до 1 кВ с заземленной нейтралью приведены
в табл. 5.4 и 5.5, а с изолированной нейтралью - в табл. 5.6.

В электроустановках напряжением выше 1 кВ, работающих
в сетях с изолированной нейтралью, сопротивление за-
земляющего устройства при прохождении расчетного тока за-
мыкания на землю I в любое время года с учетом сопротивле-
ния естественных заземлителей должно быть не более значе-
ний, приведенных в табл. 5.7; при этом должны выполняться
также требования, предъявляемые к заземлению (занулению)
электроустановок напряжением до 1 кВ. В качестве расчетного
тока принимается: а) в сетях без компенсации емкостных то-
Предельно допустимое сопротивление заземляющего устройства,
к которому присоединены нейтрали генераторов или трансформаторов
или выводы источника однофазного тока

Линейное напряжение ис- точника, В		Сопротивление заземляющего устройства, Ом	Удельное сопро- тивление земли р, Ом-м
трехфазного	однофазного		
660	380	2	< 100
380	220	4	
220	127	8	
660	380	0,02р	100 - 1000
380	220	0,04р	
220	127	0,08р	
660	380	20	а 1000
380	220	40	
220	127	80	

Таблица 5.5

Предельно допустимое сопротивление повторных заземлителей
электроустановки напряжением до 1 кВ с заземленной нейтралью

Линейное напряжение ис- точника, В		Сопротивление заземляющего устройства 7?, Ом	Удельное сопро- тивление земли р, Ом-м
трехфазного	однофазного		
660	380	5/15	< 100
380	220	10/30	
220	127	20/60	
660	380	0,05/0,15р	100 - 1000
380	220	0,10/0,30р	
220	127	0,20/0,60р	
660	380	50/150	а 1000
380	220	100/300	
220	127	200/600	

Примечание. В третьей графе в числителе указано общее сопро-
тивление (включая естественные заземлители), в знаменателе сопротивле-
ние искусственного заземлителя.

Таблица 5.6

Предельно допустимое сопротивление заземляющего устройства
в сети напряжением до 1 кВ с изолированной нейтралью

Мощность генераторов, трансформаторов  5, кВ-А	Сопротивление ЗУ 7?, Ом	Удельное сопротивле- ние земли р, Ом-м
5 > 100  5 < 100	4  10	р < 500
5 > 100  5 < 100	8-10/ 2-10/	500 < р < 5000
5 > 100  5 < 100	40  100	р > 5000
Предельно допустимое сопротивление заземляющего устройства
в электроустановках напряжением выше 1 кВ и напряжением
до и выше 1 кВ сети с изолированной нейтралью

Использование ЗУ	Сопротивление ЗУ, Ом	Удельное сопро- тивление земли р, Ом-м
Электроустановки напря- жением до и выше 1 кВ Электроустановки напря- жением выше 1 кВ  Электроустановки напря- жением до и выше 1 кВ Электроустановки напря- жением выше 1 кВ  Электроустановки напря- жением до и выше 1 кВ Электроустановки напря- жением выше 1 кВ	7? = 125/7  7? = 250/7, но не более  10 Ом  7? = 0,25р/7  7? = 0,50р/7, но не бо- лее 100 Ом  7? = 1250/7  7? = 2500/7, но не бо- лее 100 Ом	р < 500  р < 500  500 < р < 5000 р > 5000

Таблица 5.8

Предельно допустимое сопротивление заземляющего устройства
электроустановки напряжением выше 1 кВ сети с эффективно
заземленной нейтралью

Сопротивление заземляющего уст- ройства, Ом	Удельное сопротивление земли р, Ом-м
0,5  10 Зр  5	р < 500 500 < р < 5000 р > 5000

Таблица 5.9

Предельно допустимое напряжение на заземляющем устройстве
при стекании с него тока замыкания на землю

Нормируемое на- пряжение 17, кВ	Дополнительные защитные меры
До 5	Не требуются
5 < 1/ < 10	Должны быть предусмотрены меры по защите изоля- ции отходящих кабелей связи и телемеханики и по предотвращению выноса опасного потенциала ЗУ за пределы электроустановки
Выше 10	Исключен вынос потенциала ЗУ за пределы зданий и внешних ограждений электроустановки

ков - полный ток замыкания на землю; б) в сетях с компенса-
цией емкостных токов: для заземляющих устройств, к которым
присоединены компенсирующие аппараты, - ток, равный 125 %
номинального тока этих аппаратов; для заземляющих уст-
ройств, к которым не присоединены компенсирующие аппара-
ты, - остаточный ток замыкания на землю, проходящий в дан-
ной сети при отключении наиболее мощного из компенсирую-
щих аппаратов или наиболее разветвленного участка цепи.
В качестве расчетного тока может быть принято полуто-
ракратное значение тока срабатывания защиты от замыкания
на землю.

Заземляющие устройства электроустановок напряжением
выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью
следует выполнять с соблюдением требований либо к их со-
противлению (табл. 5.8), либо к напряжению прикосновения
(см. табл. 5.2), а также с соблюдением ограничения напряже-
ния на заземляющем устройстве (табл. 5.9).

5.3.	ВЫПОЛНЕНИЕ И РАСЧЕТ

СОПРОТИВЛЕНИЯ ЗАЗЕМЛИТЕЛЯ
ИЗ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СВЯЗАННЫХ
ЭЛЕКТРОДОВ

Наиболее распространенная конструкция искусст-
венного заземляющего устройства выполняется с использова-
нием вертикальных электродов, объединенных соединитель-
ными полосами в единую конструкцию, к которой с помощью
заземляющих проводников присоединяются электроустановки.
Электроды заземляющих устройств выполняются из стальных
труб (толщина стенок не менее 3,5 мм), стальных угловых
профилей (толщина полок не менее 4 мм), круглых (диаметр
не менее 10 мм) или прямоугольных (сечение не менее 48 мм2)
стальных прутьев. В электроустановках напряжением до 1 кВ
и выше с изолированной нейтралью проводимость заземляю-
щих проводников должна составлять не менее 1/3 проводимо-
сти фазных проводников. Площадь сечения заземляющих про-
водников в помещении должна быть не меньше 4 мм2 - для
медных, 6 мм2 - для алюминиевых, 24 мм2 - для стальных
проводников; вне помещений допускается использовать только
стальные проводники площадью сечения не менее 48 мм2. Ма-
гистрали заземления в производственных помещениях выпол-
няются из стальной полосы площадью сечения не менее
120 мм2 при наличии электроустановок напряжением выше
1 кВ и 100 мм2 - при наличии электроустановок до 1 кВ.

Сопротивление заземляющего устройства К3 складывается
из сопротивлений растеканию отдельных электродов заземли-
теля (труб, уголков, полос) и сопротивлений заземляющих
проводников. Сопротивление растеканию каждого электрода
136
зависит от удельного сопротивления грунта с учетом его се-
зонных изменений; формы, размеров и материала электрода,
расположения электрода и глубины его погружения в землю, а
также наличия вблизи него других электродов, электрически
соединенных с ним.

Удельное сопротивление грунта р принимается по данным
замеров, а при отсутствии таких данных - по табл. 5.10 -
5.12. Удельное сопротивление промерзшего грунта получают
умножением удельного сопротивления грунта, измеренного в
нормальных условиях (15 °С и 10-20 % влажности), на попра-
вочные коэффициенты, приведенные в табл. 5.11.

Сопротивление растеканию тока одного электрода К опре-
деляется по формулам:

вертикального электрода из круглой арматурной стали или
трубы с верхним концом ниже уровня земли

7?в = (0,366р//)[1§(2///) + (1§(4/: + 0/(4/: - /))/2];	(5.1)

вертикального электрода из угловой стали с верхним кон-
цом ниже уровня земли

7?в = (0,366р/О[1§(2//0,95&) + (1§(4/: + 1)/(И - 0)/2];	(5.2)

горизонтального электрода из полосовой стали

Д’ = (0,366р//)[1§(2/2/&0];	(5.3)

горизонтального электрода из круглой арматурной стали
или трубы

Д’ = (0,366р/0[1§(/2/О],	(5.4)

где I - длина электрода, м; <1 - внешний диаметр электрода, м;
I - глубина заложения (для вертикального электрода - рас-
стояние от поверхности земли до середины электрода), м; Ъ -
ширина полосового электрода (для угловой стали - ширина
стороны), м.

Суммарное сопротивление части заземлителя, состоящей из
вертикальных электродов (труб или уголков), электрически
связанных между собой, без учета сопротивления соединяю-
щей их полосы определяется по формуле

= Яв/гат]в,	(5.5)

где п - число вертикальных электродов; т]в - коэффициент,
учитывающий экранирование электродов соседними электро-
дами, определяемый по табл. 5.13.

Сопротивление растеканию горизонтально проложенной
полосы, связывающей вертикальные электроды между собой,
Таблица 5.10

Приближенные значения удельных сопротивлений грунтов и воды

Вид грунта	р, Ом-м	
	возможные пределы	рекомендуемые значе- ния
Песок	400-1000	700
Супесок	150-400	300
Суглинок	40-150	100
Глина	8-70	40
Садовая земля	40	40
Чернозем	10-50	20
Торф	20	20
Речная вода	10-80	50
Морская вода	0,2	0,2

Таблица 5.11

Характеристики климатических районов и приближенные значения
поправочных коэффициентов к величине р

Характеристика района и виды заземлителей	Район			
	1	11	III	IV
Характеристика района				
Средняя многолетняя низшая температура, “С	-20+-15	-14+-10	-10-0	0++5
Средняя многолетняя высшая температура, “С  Продолжительность замерза- ния вод, дни	15-18	18-22	22-24	24-26
	190-170	150	100	0
Виды заземлителей и поправочные коэффициенты к величине р				
Стержневые заземлители длиной 2-3 м	1,65	1,45	1,3	1,1
Протяженные заземлители длиной 10 м	5,5	3,5	2,5	1,5

Таблица 5.12

Приближенные значения сопротивлений растеканию естественных
заземлителей В при р = 100 Ом-м

Тип заземлителя	К, Ом
Свинцовая оболочка кабеля, глубина заложения 0,7 м в лет- нее время  Водогазопроводные трубы в земле без изоляции Буровые трубы артезианских колодцев Обсадные трубы артезианских колодцев  Примечания. 1. Приведены сопротивления заземлит сотни метров и более. 2. При р, отличающихся от 100 Ом-м умножаются на отношение р/100. 3. При использовании в ка лителей оболочек кабелей следует учитывать коэффициенты, в табл. 5.11.	1,5-2  0,25-0,5 1-2 0,2  елей длиной значения К  честве зазем- приведенные
может быть рассчитано по вышеприведенным формулам. Со-
противление полосы с учетом экранирования определяется по
формуле

7?г/т]г,

(5.6)

Таблица 5.13

Коэффициент использования вертикальных электродов из угловой
стали или труб (без учета влияния полосы связи)

Число электродов	Отношение расстояния между электродами к их длине		
	1	2	3
	Электроды размещены в ряд		
2	0,84-0,87	0,90-0,92	0,93-0,95
3	0,76-0,80	0,85-0,88	0,90-0,92
5	0,67-0,72	0,79-0,83	0,85-0,88
10	0,56-0,62	0,72-0,77	0,79-0,83
15	0,51-0,56	0,66-0,73	0,76-0,80
20	0,47-0,50	0,65-0,70	0,74-0,79
	Электроды размещены по контуру		
4	0,66-0,72	0,76-0,80	0,84-0,86
6	0,58-0,65	0,72-0,75	0,78-0,82
10	0,52-0,58	0,66-0,71	0,74-0,78
20	0,44-0,50	0,61-0,66	0,68-0,73
40	0,38-0,44	0,55-0,61	0,64-0,69
60	0,36-0,42	0,52-0,58	0,62-0,67
100	0,33-0,39	0,49-0,55	0,59-0,65

Таблица 5.14

Коэффициент использования соединительной полосы в ряду
электродов из угловой стали или труб

Отношение расстояния между электродами к их длине	Число электродов в ряду			
	4	10	20	30
1	0,77	0,62	0,42	0,31
2	0,89	0,75	0,56	0,46
3	0,92	0,82	0,68	0,58

Таблица 5.15

Коэффициент использования соединительной полосы в контуре
электродов из угловой стали или труб

Отношение расстояния между электродами к их длине	Число электродов в контуре					
	4	10	20	30	50	70
1	0,45	0,34	0,27	0,24	0,21	0,20
2	0,55	0,40	0,32	0,30	0,28	0,26
3	0,70	0,56	0,45	0,41	0,37	0,35
где т]г - коэффициент экранирования (табл. 5.14 и 5.15).

Полное сопротивление растеканию заземлителя

К = КТвКТт/(КТв + 7?уг).	(5.7)

Расчет и выполнение заземления для электроустановок на-
пряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью
могут иметь особенности, связанные с тем, что вследствие ши-
рокого применения комплектных и блочных подстанций суще-
ственно уменьшилась территория подстанций. Разместить ЗУ
с сопротивлением 0,5 Ом на ограниченных территориях, прак-
тически невозможно. Особенно сложно обеспечить норматив-
ное значение сопротивления в районах с большим удельным
сопротивлением земли, поскольку это может быть связано со
значительным расходом металла. Расчет ЗУ в таких случаях
выполняется по напряжению прикосновения в различных наи-
более опасных местах электроустановки, например, в рабочих
местах, а также у ограды с внутренней и внешней стороны.
При выполнении ЗУ по нормам напряжения прикосновения
нормы соответствуют данным, приведенным в табл. 5.1, требо-
вания к сопротивлению растекания ЗУ при этом не учитыва-
ют. Расчет ЗУ по напряжению прикосновения более сложен
и обычно выполняется с применением вычислительной тех-
ники.

5.4.	ЗАНУЛЕНИЕ

Зануление должно применяться только совместно
с заземлением в электроустановках с заземленной нейтралью.
Использование зануления в электроустановках с изолирован-
ной нейтралью исключено. В качестве нулевых защитных
проводников должны в первую очередь применяться нулевые
рабочие проводники; могут быть также использованы специ-
ально проложенные для этой цели проводники; металлические
конструкции зданий; стальные трубы электропроводок; алю-
миниевые оболочки кабелей; металлические открыто проло-
женные трубопроводы всех назначений, кроме трубопроводов
канализации и центрального отопления. Нулевые защитные
проводники должны пропускать, не повреждаясь, ток однофаз-
ного КЗ на корпус. Это требование выполняется, если прово-
димость нулевого защитного проводника в любой точке сети
составляет не менее 50 % проводимости фазных проводников.
При занулении заземлитель должен быть расположен как
можно ближе к трансформатору или генератору, питающему
данную электроустановку.

При наличии однофазных электроприемников необходимо
проложить нулевой рабочий проводник, по которому протекает
векторная сумма фазных токов. Нулевые рабочие проводники
должны иметь изоляцию, как правило равную изоляции фаз-
ных проводников. В качестве нулевых рабочих проводников
запрещается использовать металлические конструкции зданий,
трубопроводы и т.п. Нулевой рабочий проводник не допускает-
ся использовать в качестве заземляющего, а также в качестве
защитного для однофазных и переносных электроприемников.

Особого внимания требует зануление светильников, по-
скольку токоведущие части светильника легко доступны. В ос-
ветительных установках рабочий нулевой провод используется
и для зануления, что дает существенную экономию проводов.
При обрыве нулевого провода корпуса всех светильников в
таком случае могут оказаться под фазным напряжением. С це-
лью уменьшения этой опасности на участке, где повреждения
наиболее вероятны, прокладываются раздельно три провода -
фазный, нулевой и нулевой защитный. Если светильник уста-
новлен неподвижно, то к нему разрешается подводить два про-
вода (фазный и нулевой), последний в этом случае выполняет
функции как рабочего, так и защитного.

5.5.	ИЗМЕРЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
ПАРАМЕТРОВ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Основными электрическими параметрами ЗУ яв-
ляются сопротивление растекания заземлителя и напряжение
прикосновения в зоне заземления. Сопротивление заземлителя
измеряют, как правило, по методу амперметра-вольтметра, ис-
пользуя для этой цели приборы АНЧ-3, ИКС-1, ИКС-50, М-
416, МС-08 и др. Принципиальная схема измерения сопротив-
ления заземлителя по методу амперметра и вольтметра приве-
дена на рис. 5.1. Несмотря на сравнительную простоту схемы
измере-ний сопротивления заземлителя по методу амперметра-
вольтметра, возможны большие ошибки (достигающие сотен
процентов) при выполнении измерений. Связаны они с не-
правильным выбором расстояния между заземлителем и изме-
рительными электродами. Токовый и потенциальный электро-
ды необходимо располагать относительно центра заземлителя
и относительно друг друга таким образом, чтобы взаимное со-
противление между ними равнялось сумме взаимных сопротивле-
Рис. 5.1. Принципиальная схема измерения сопротивления заземлителя по мето-
ду амперметра-вольтметра:

А - амперметр; V - вольтметр; С - источник питания; 3 - заземлитель; П -
потенциальный электрод; Т - токовый электрод

ний между каждым электродом и заземлителем. Для выполне-
ния указанных условий используются одно- и двухлучевые
схемы размещения электродов. Схемы расположения электро-
дов при измерении сопротивлений одиночных заземлителей
приведены на рис. 5.2, а при измерении сопротивлений слож-
ных заземлителей - на рис. 5.3. Сопротивление испытываемо-
го заземлителя определяется на основании измеренных значе-
ний тока I и напряжения 1} по формуле К = 11/1. Для доста-
точной точности измерения сопротивление вольтметра должно
быть значительно больше сопротивления электрода П, которое

Рис. 5.2. Однолучевая (ф) и двухлучевая ( ) схемы расположения электродов
при измерении сопротивлений одиночных вертикальных заземлителей длиной
более 6 м:

1 - расстояние между электродами и заземлителем - не менее утроенного
значения длины заземлителя; остальные обозначения см. рис. 5.1
Рис. 5.3. Однолучевая (::) и двухлучевая ( ) схемы расположения электродов
при измерении сопротивлений сложных заземлителей:

1 = 20 м, если диагональ ОЗУ не превышает 10 м; 1 = 40 м, если О = 10-
ДО м; 1 = О, если О > 40 м; остальные обозначения см. рис. 5.1

может достигать 1-2 кОм. Значение тока I при измерении ма-
лых сопротивлений должно составлять 20-25 А.

Для ЗУ, спроектированных по допустимым напряжениям
прикосновения, соответствие этих напряжений нормам являет-
ся основным требованием. Измерения напряжения прикосно-
вения производятся одним из следующих методов:

амперметра-вольтметра с длительным приложением напря-
жения к испытываемому заземлителю;

амперметра-вольтметра с повторно-кратковременным при-
ложением напряжения к испытываемому заземлителю с помо-
щью электронного короткозамыкателя;

однофазного замыкания на землю на стороне 110 кВ и выше
с осциллографированием тока, проходящего через заземлитель
в землю, и напряжения прикосновения в контрольных точках.

Более подробная информация о расчете и контроле параме-
тров, а также выполнении заземления, зануления и выравни-
вания потенциалов приводится в специальной литературе.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1.	Назовите основные параметры, характеризую-
щие электробезопасность, и их абсолютно безопасные значе-
ния при эксплуатации электроустановок напряжением 0,4 кВ,
частотой 50 Гц.

2.	Перечислите потенциально опасные части электроуста-
новок и меры, принимаемые для защиты людей от поражения
электрическим током.

3.	Объясните физическую сущность заземления и зануле-
ния. В каких электроустановках применяются указанные ме-
ры?

4.	Дайте определение терминов: заземление; зануление;
выравнивание потенциалов; защитное отключение; малое на-
пряжение; двойная изоляция.

5.	Какие нормируемые характеристики могут быть положе-
ны в основу двух подходов к проектированию заземляющих
устройств?

6.	Какое значение сопротивления растеканию тока зазем-
ляющего устройства гарантированно обеспечивает электробе-
зопасность для любых видов электроустановок?

7.	Какой из параметров - I (длина), <1 (диаметр) или I
(глубина залегания) - оказывает наибольшее влияние на со-
противление растеканию тока одного вертикального электро-
да?

8.	Перечислите основные конструктивные параметры и ма-
териалы заземляющих электродов и проводников, применяе-
мых в заземляющих устройствах.

9.	Перечислите нормируемые характеристики и управляе-
мые параметры при конструировании заземляющих устройств.

10.	Какие методы используются для измерения параметров
заземляющих устройств, спроектированных по нормируемому
сопротивлению растекания тока и по допустимому напряже-
нию прикосновения?
ЭЛЕКТРОПРИВОД
ИСПОЛНИТЕЛЬНЫХ
МЕХАНИЗМОВ БУРОВЫХ

УСТАНОВОК

ГЛАВА

6Л. ПОНЯТИЕ ОБ
ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОМ
КОМПЛЕКСЕ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

Буровая установка представляет собой комплекс
сооружений, агрегатов, механизмов, обеспечивающих систем и
инструмента, предназначенных для выполнения различных
функций в цикле строительства скважины. Процесс строи-
тельства можно разделить на три этапа: строительство назем-
ных сооружений и монтаж бурового оборудования; бурение и
крепление скважины; испытание продуктивных пластов. Ос-
новным этапом строительства является бурение и заканчива-
ние скважины; при этом установка выполняет ряд технологи-
ческих процессов, состоящих, в свою очередь, из многочис-
ленных производственных операций.

Основные функции буровой установки на этом этапе схема-
тично представлены на рис. 6.1.

На рисунке не показаны процессы, имеющие кратковремен-
ный характер или выполняемые в составе более общих опера-
ций. Например, в состав машинных операций при спуске-
подъеме инструмента входят не только циклы перемещения
свечей колонны бурильных труб (КБТ), но и перемещение
утяжеленных бурильных труб, составляющих часть колонны,
ведущей трубы и компоновки низа КБТ.

В табл. 6.1 приведены основные технические характеристи-
ки установок эксплуатационного и глубокого разведочного бу-
рения по ГОСТ 16293-82 для электрифицированных районов,
свидетельствующие о многообразии их технических парамет-
ров. Даже в пределах одного класса тип буровой установки
определяется рядом факторов: категорией скважины, целью,
Бурение скважины

Углубление скважины

Обеспечение работы породоразрушаюгцего инструмента		Обеспечение смены породоразрущающего инструмента

Подача долота

Подъем свечи КБТ

Спуск свечи КБТ

Вращение долота

Промывка скважины		
	—►  —►  —►	Прием раствора
		Перемепшвапие
		Нагнетание раствора
Подвод энергии к турбобуру		

Закрепление (осво-
бождение) свечи

Свинчивание
(развинчивание) свечи

Запое (вынос) свечей

Отбраковка
бурильных труб

Приготовление и регули- рование параметров бурового раствора		Крепление скважины		Закапчивание скважины
				
Прием, хранение и тран- спортировка материа- лов и химреагентов		Спуск обсадной колонны		Приготовление бурового раствора
		Прием, храпение и тран- спортировка тампона- жных материалов		Вскрыт ие пласта в процессе бурения
Дозировка материалов и химреагентов				
				Г софизичсскис исследования
Приготовление раствора		Приготовление тампо- нажного раствора		
Обработка раствора химреагентами				Перфорация
		Цементирование обсадной колонны		
Утяжеление раствора				Испытание скважины
				
Очистка раствора				
				
Регенерация компонен- тов раствора				
Замена раствора				

Наращивание КБТ

Долив скважины в
процессе СПО

Рис. 6.1. Основные функции буровой установ-
ки при бурении и креплении скважин
Таблица 6.1

Основные технические характеристики буровых установок с электроприводами главных механизмов

Показатели	Класс буровой установки										
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	И
Максималь- ная условная глубина бу- рения*, м	1250	1 600	2 000	2 500	3 200	4 000	5 000	6 500	8 000	10 000	12 500
Допускаемая нагрузка на крюке*, кН Род тока	800  Г	1 000  временны	1 250  й	1 600	2 000  Переме	2 500  шный, по	3 200  стоянный	4 000	5 000  Пос	6 300  гоянны	8 000  й
Перспектив- ный уровень автоматиза- ции (оцен- ка), %	25	25	25	25	50	50	75	80	80	85	85
Число элек- трических ма- шин (свыше 100 кВт), шт. Расчетная мощность, кВт:	4	4	5	5	5	5	5	6	6	7	7
развивае- мая при- водом на входном валу подъемно- го агрегата (не более)	200-240	240-300	300-440	440-550	550-670	670-900	900-1 100	1 100-1 500	1 500-2 20(		
бурового насоса (не менее)	375	375-475	600	600	600-750	750	750-950	950	1 180		
Продолжение табл. 6.1

Показатели	Класс буровой установки										
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	и
привода ротора (не более)	180	180	370	370	370	370	370	440	550	—	—
Число основ- ных буровых насосов (не менее)	1	1	2	2	2	2	2	2	2	2	3
Наибольшее давление на выходе насо- са (в мани- фольде), МПа Диапазон ре- гулирования частоты вра- щения бурово- го насоса	20-21	20  1:1	21-25	25-32	25-32	25-35  :5	25-32	25-35	32-40  1:50	40	40
Момент, пе- редаваемый столом рото- ра (не бо- лее), кН-м Суммарная установлен- ная мощность (для типо- представите- лей), кВт	30	30	50	50	50	50	50	80	80	120	180
		1 050	1 560	2 220	1 980	2 850	4 470	5 870	5 870	8 230	8 230
Примечания. 1. Для всех классов установок скорость подъема крюка							при расхаживании подъемных колонн				и лик-
видации аварии	составляет 0,1-0,2 м/с; скорость установившегося движения при подъеме незагруженного элеватора - не										
менее 1,4-1,5 м/с. 2. Неуказанные параметры буровых установок 10-го и 11-го классов устанавливают в заданиях. 3. Показатели, установленные ГОСТ 16293-82, отмечены звездочкой.										технических	
условиями, способом и технологией бурения, а также геологи-
ческими условиями. Наибольшая эффективность использования
установки зависит от рационального выбора параметров, а
также характеристик машин и агрегатов, входящих в состав
буровой установки, а соответственно и набора средств, объеди-
ненных понятием электротехнический комплекс (ЭТК), в
значительной степени определяющим производительность ус-
тановки.

Основные (ротор, буровые насосы и спуско-подъемный агре-
гат) и вспомогательные механизмы буровой установки приво-
дятся в действие силовым приводом, который может быть авто-
номным (независимым от энергосистемы) и неавтономным (с
питанием от сетей энергосистем). При автономном приводе
основных механизмов (дизельный, дизель-электрический)
вспомогательные механизмы оснащаются индивидуальными
электроприводами. Основой для классификации является при-
вод основных механизмов. Если ранее понятия “автономное”
или “неавтономное (централизованное) энергоснабжение” от-
носились соответственно к установкам для неэлектрифициро-
ванных или электрифицированных районов и однозначно оп-
ределяли вид привода основных механизмов (дизельный или
электрический), то в настоящее время в связи с широким рас-
пространением дизель-электрического автономного привода эта
взаимосвязь утрачена, а унификация ЭТК на установках одно-
го класса с автономным и неавтономным энергоснабжением
свидетельствует о целесообразности классификации установок
по виду привода основных механизмов (дизельный или элект-
рический) независимо от наличия или отсутствия источника
централизованного энергоснабжения. В дальнейшем понятие
“буровая установка с электрическим приводом” распростра-
няется как на установки с питанием от сетей энергосистем,
так и на установки с питанием от собственных дизель-гене-
раторов.

Анализ структуры производства буровых установок для экс-
плуатационного и разведочного бурения показывает, что число
буровых установок с электроприводом неуклонно увеличивает-
ся; только за 1975-1990 гг. доля таких установок в объеме про-
изводства возросла более чем вдвое; еще значительнее их доля
в парке действующих буровых установок. В дальнейшем в не-
электрифицированных районах будут все шире применяться
установки с дизель-электрическим приводом, что приведет к
преимущественному распространению буровых установок с
электроприводом. Кроме того, набор электротехнических
средств, используемых на установках с дизельным приводом,
полностью входит в комплект соответствующих установок с
электроприводом.

Электротехнический комплекс современной буровой уста-
новки представляет собой совокупность подсистем, обеспечи-
вающих выработку (при отсутствии централизованного энер-
госнабжения), распределение, преобразование и использова-
ние электрической энергии, а также управление всеми указан-
ными подсистемами для механизации и автоматического управ-
ления технологическим процессом проводки скважин.

6.2.	ЭЛЕКТРОПРИВОД
БУРОВЫХ НАСОСОВ

Режимы работы, требования к электроприводу.
Буровой насос служит для создания циркуляции промывочной
жидкости, очищающей забой и передающей энергию турбине
при турбинном способе бурения. В бурении в основном приме-
няются поршневые насосы со сменными цилиндровыми втул-
ками, позволяющие в определенных пределах изменять подачу
насоса при постоянном числе ходов поршней в минуту. При
неизменных глубине бурения, конструкции скважины и бу-
рильной колонны, а также качестве бурового раствора момент
на приводном валу бурового насоса связан параболической за-
висимостью с частотой вращения его вала. Параметр параболы
зависит от конструктивных данных насоса, диаметра применя-
емой втулки, параметров бурового инструмента и качества про-
качиваемой жидкости.

В начале бурения скважины давление, создаваемое насосом,
невелико. Однако по мере углубления скважины вследствие
увеличения гидравлического сопротивления труб возрастает и
давление на выходе насоса, которое ограничено прочностью
деталей насоса. Поэтому, начиная с определенной глубины
скважины, подачу насоса необходимо ограничивать. Оптималь-
ный режим работы насосной установки характеризуется посто-
янством развиваемой насосами мощности, равной номинальной:
рС) = сопзО

Приблизиться к режиму постоянства мощности можно сле-
дующим образом.

1.	При нерегулируемом приводе - путем применения ци-
линдрических втулок разного диаметра. Этот режим работы
характеризуется зависимостью подачи насоса от давления р
на выходе и диаметра втулки И (рис. 6.2).

На графике точки 2, 4, 6, 8, 10 определяют предельное дав-
Рис. 6.2. График работы бурового
насоса

ление, допустимое из условия прочности деталей насоса при
различных диаметрах втулок, и соответствуют наиболее пол-
ному использованию мощности привода.

Предположим, что бурение начинается в точке / при давле-
нии на нагнетательном патрубке р < р5 втулкой диаметром [),.
Продолжать работу втулкой диаметром [), выше точки 2 нель-
зя, так как давление поднимается выше р5 (что недопустимо)
и, кроме того, будет перегружен привод. Поэтому в точке 2 не-
обходимо заменить втулку диаметром /У на втулку диаметром
О4. Тогда уменьшится подача насоса и пропорционально квад-
рату подачи снизится давление насоса. При замене втулки в
точке 2 давление снизится скачком до давления, соответствую-
щего точке 3.

Если продолжать бурение с втулкой диаметром О4, то по
мере углубления скважины давление в точке 4 достигнет р4,
т.е. предельного значения, при котором необходимо заменить
втулку диаметром О4 на втулку диаметром И3 и т.д. Следова-
тельно, в случае нерегулируемого привода насосов и периоди-
ческой замены втулок процесс протекает по отрезкам верти-
кальных прямых 1~2, 3~4, 5~6, 7~8, 9~10. Увеличивая число
типоразмеров втулок, можно только приблизиться к кривой
р(2 = сопзГ, но мощность привода будет использована не пол-
ностью.

2.	При регулируемом приводе - использованием в начале
бурения втулки малого диаметра при частоте вращения при-
водного вала больше номинальной, а затем по мере повышения
давления путем снижения частоты вращения привода сохра-
нить равенство р() = сопзГ.

Однако увеличение частоты вращения приводного вала на-
соса не всегда повышает его подачу, так как при этом умень-
шается коэффициент подачи насоса. Практически невозможно
обеспечить работу насосной установки в режиме постоянной
мощности путем изменения угловой скорости привода в широ-
ком диапазоне без принятия специальных мер. Для получения
наибольшей гидравлической мощности потока нужно всегда
стремиться прокачивать через трубы максимальное количество
жидкости, которое позволяет номинальная мощность привод-
ных двигателей и механическая прочность насоса.

Усилие, действующее на шток бурового насоса, прямо про-
порционально произведению давления на площадь сечения
втулки. Давление на выходе насосов повышается по мере уг-
лубления скважины и увеличения количества прокачиваемой
жидкости. Поэтому, чтобы не превысить при заданном диамет-
ре втулки допустимое усилие на шток, необходимо работать с
постоянным давлением, равным предельно допустимому. Так
как усилие на шток определяет значение необходимого враща-
ющего момента для привода насоса, то регулировать подачу
насосной установки следует при постоянном моменте.

Режим работы регулируемого привода буровых насосов с
постоянным моментом на валу можно проследить по графику
на рис. 6.3. Предположим, что бурение началось в точке / при
давлении на выходе насоса р < р5 втулкой диаметром ТЭ5 с но-
минальной скоростью привода. По мере углубления скважины
давление повышается и достигает в точке 2 значения р5. Про-
должать работу с втулкой диаметром I), и номинальной скоро-
стью привода нельзя, так как при этом давление поднимается
выше р5.

Рис. 6.3. Изменение давления на
выходе бурового насоса и скоро-
сти привода при регулируемом и
нерегулируемом приводах:

I - давление при регулируемом
приводе; II - частота вращения
при регулируемом приводе; III -
давление при нерегулируемом
приводе; IV - частота вращения
при нерегулируемом приводе
Как указывалось ранее, при нерегулируемом приводе по до-
стижении давления р5 (точка 2) втулку заменяли. При регули-
руемом приводе менять втулку в точке 2 нет необходимости,
так как с этого момента привод по мере углубления скважины
начинает работать с постепенно уменьшающейся частотой
вращения при номинальном моменте на валу. Вследствие этого
подача насоса будет уменьшаться, а давление останется неиз-
менным, равным допустимому для данной втулки. Такой режим
продолжается до точки 3' Дальнейшее снижение скорости,
т.е. подачи насосов, нерационально, и в точке 3' целесообразно
заменить втулку [), на втулку 1)4.

Установив втулку /ф, можно увеличить угловую скорость
привода до номинальной. По мере углубления скважины дав-
ление будет повышаться и в точке 4 достигнет р4, которое для
втулки ТЭ4 является предельным. В точке 4 привод работает с
номинальной скоростью, однако по мере углубления скважины
угловую скорость привода уменьшают до достижения точки 5',
после чего втулку заменяют. В дальнейшем процесс повторяет-
ся. Следовательно, изменение подачи насоса и давления при
регулируемом приводе происходит по графику 1 ~2~3'~4~5'~6~
7'-8-9'-10.

На рис. 6.3 приведен график изменения давления при бу-
рении условной скважины, причем обозначения сохранены
те же, что и на рис. 6.2. При регулируемом приводе втулки
заменяют на глубинах к2, к±, ке и к8, при нерегулируемом
приводе - на глубинах кх, к3, к5, к7. Из рис. 6.3 видно, что
число замен втулок для одинаковой глубины скважины при
регулируемом приводе меньше, чем при нерегулируемом.

Более полное использование мощности насосов при регу-
лируемом приводе практически выражается в том, что при
том же максимальном значении допустимого давления и нагне-
тательной системе подача насосов в абсолютном большин-
стве рейсов может быть выше, чем при нерегулируемом при-
воде. Благодаря этому при всех видах бурения улучшается
очистка забоя, что ведет непосредственно к увеличению меха-
нической скорости бурения, а также создается возможность
дальнейшего повышения скорости бурения вследствие при-
менения более высокой нагрузки на долото. Одновременно
возрастает проходка на долото, так как уменьшается сте-
пень повторного разрушения породы. В результате уве-
личения проходки на долото сокращается время спуска-
подъема и ряда вспомогательных и подготовительно-за-
ключительных операций. При турбинном бурении, кроме
того, механическая скорость растет вследствие увеличения ча-
стоты вращения долота и средней мощности, подводимой к до-
лоту.

Регулирование подачи насоса необходимо в осложненных
условиях бурения, а также при восстановлении циркуляции.
Таким образом, для бурового насоса целесообразно применять
регулируемый электропривод, причем регулирование следует
выполнять при постоянном моменте, определяемом допустимым
давлением в гидравлической системе буровой установки.

Так как отношение диаметров соседних типоразмеров вту-
лок составляет 0,85-0,9 между двумя заменами втулок, то регу-
лирование скорости приводного двигателя должно быть не ме-
нее 20~30 % в сторону уменьшения от номинальной.

Таким образом, требуемый диапазон регулирования частоты
вращения бурового насоса обусловлен следующими технологи-
ческими требованиями:

возможностью плавного пуска бурового насоса как при от-
сутствии давления в нагнетательном трубопроводе, так и при
противодавлении, создаваемом другим работающим насосом;

возможностью работы в большей части интервала скважины
в режиме максимального давления, соответствующем наиболее
целесообразному технологическому процессу проводки скважи-
ны;

целесообразностью облегчения процесса восстановления
циркуляции и операций по ликвидации аварий и осложнений;

возможностью снижения уровня пульсаций давления в на-
гнетательном трубопроводе.

Ответственной операцией, особенно при бурении глубоких
скважин, является восстановление циркуляции бурового рас-
твора в гидравлической системе. В начале этой операции вяз-
кость раствора и гидравлическое сопротивление в системе
значительно выше, чем при рабочих режимах. Восстановление
циркуляции облегчается при возможности длительной работы
насоса с пониженной подачей. Минимальная относительная
производительность при восстановлении циркуляции составля-
ет около 0,1 от производительности в режиме бурения, однако
в среднем достаточно снижение производительности до 0,4-0,5.

Мощность приводного двигателя насоса определяют по
формуле

р _ дпОтРа	(0 0

ЛнЛп.н

где фт - максимальная теоретическая подача, м3/с; р - полное
давление нагнетания при максимальной подаче, Па; <рп - ко-
эффициент подачи; т]н - полный КПД насоса; т]пн - КПД пе-
редачи между двигателем и насосом; а - коэффициент, учиты-
вающий возможность длительной перегрузки насоса.

Полное давление нагнетания определяется в соответствии с
формулами из курса бурения; значения коэффициентов:

срп = 0,9; г)н = 0,8; г)пн = 0,96; а = 1,05-5-1,1.

Поскольку режим работы насоса продолжительный, двига-
тель насоса выбирают так, чтобы его номинальная мощность
была несколько больше мощности, вычисленной по формуле
(6.1). Номинальная частота вращения двигателя определяется ки-
нематикой насоса и клиноременной передачи. Для существую-
щих поршневых насосов она составляет 750 или 1000 об/мин.

В отечественной практике для буровых насосов, как прави-
ло, используют однодвигательный привод, за рубежом - двух-
двигательный (известны также случаи использования трехдви-
гательного привода). Целесообразность решения в данном слу-
чае зависит от условий унификации приводных электродвига-
телей всех основных исполнительных механизмов.

В настоящее время число и мощность привода буровых на-
сосов отнесены к регламентируемым параметрам буровой уста-
новки (ГОСТ 16293-82, см. табл. 6.1).

Нерегулируемый электропривод буровых насосов. В элек-
трифицированных буровых установках для нерегулируемого
привода буровых насосов применяются синхронные двигатели,
рассчитанные для эксплуатации в неотапливаемых помещени-
ях с нормальной средой при температуре окружающего возду-
ха ±40 °С и относительной влажностью 90 % при 20 °С (ис-
полнение У2). Исполнение двигателей - брызгозащищенное с
влагостойкой изоляцией, горизонтальное, с самовентиляцией;
вал на щитовых подшипниках со свободным концом под шкив
для клиноременной передачи. На верху корпуса двигателя
смонтирован возбудитель, связанный клиноременной передачей
с валом двигателя. Номинальное напряжение двигателей 6 кВ,
номинальная частота вращения 750 об/мин.

Обмотка статора двигателя соединена в звезду, ротор с явно
выраженными полюсами, пусковая обмотка в виде латунных
стержней, расположенных в башмаках полюсов. Двигатель
снабжен грелкой для обогрева обмотки при перерывах в работе
в зимнее время.

Технические характеристики синхронных двигателей при-
вода насосов приведены в табл. 6.2. Так как условия пуска дви-
гателя бурового насоса сравнительно легкие (момент статичес-
кого сопротивления на валу двигателя составляет примерно
20 % номинального момента двигателя, время разгона - 3-4 с,
Таблица 6.2

Технические характеристики синхронных двигателей буровых насосов

Тип двигателя	Номинальная мощность, кВт	При номинальной нагрузке		
		ток статора, А	КПД, %	СОЗ (р
СДЗ-12-46-8А	320	36,7	94	0,9
СДБ-13-42-8А	450	46,2	93	1,0
СДЗБ-13-42-8	450	51,5	94	0,9
СДЗ-13-52-8А	630	63,5	95	1,0
СДБО-99/49-8А	630	71	94,5	0,9
СДБО-99/42-8	500	57	94	0,9

Продолжение табл. 6.2

Тип двигателя	Кратность по отношению к номинальному				Мас- са, кг
	пусково- го тока	начального пускового момента	входно- го мо- мента	максималь- ного мо- мента	
СДЗ-12-46-8А	5,5	1,3	1,2	1,8	3 200
СДБ-13-42-8А	6,0	1,8	0,6	1,46	4 050
СДЗБ-13-42-8	5,4	1,8	0,6	1,9	4 050
СДЗ-13-52-8А	6,0	1,8	0,6	1,44	5 420
СДБО-99/49-8А	6,9	1,8	0,6	2,2	5 600
СДБО-99/42-8	6,0	1,7	0,6	2,0	4 500

мощность сетей, как правило, достаточная), в схеме предусмо-
трен его прямой пуск с наглухо подключенным возбудителем.

Для повышения устойчивости двигателя насоса при сниже-
ниях напряжения предусмотрено форсирование возбуждения
двигателя. Контроль за напряжением осуществляется с помо-
щью реле напряжения, которое срабатывает при снижении
напряжения до 0,8506’,, и замыкает свой контакт в цепи катуш-
ки контактора форсирования магнитного поля. После восста-
новления напряжения сети до номинального значения форси-
рование возбуждения автоматически снимается.

Защита двигателя от перегрузок и асинхронного режима
осуществляется с помощью токовых реле.

Наличие в описанном приводе бурового насоса электрома-
шинного возбудителя, имеющего щеточный контакт, а также
колец и щеток для токоподвода к обмотке возбуждения двигате-
ля приводит к снижению надежности привода. Кроме того,
двигатели СДЗ, СДЗБ и С ДБ не предназначены для работы в
условиях холодного климата. Поэтому были разработаны бес-
щеточные синхронные двигатели типа СДБО-99/42-8 и
СДБО-99/49-8ХЛ2, предназначенные как для привода бурово-
го насоса, так и для привода буровой лебедки (рис. 6.4).

В двигателе применена бесщеточная система возбуждения
(рис. 6.5), которая состоит из синхронного возбудителя ВбС,
вращающегося преобразователя ПбВ и устройства бесконтакт-
156
1

2

3 4

Рис. 6.4. Двигатель СДБО-99/49—8ХЛ2:

1 - статор; 2 - ротор; 3, 12 - подшипниковые щиты; 4 - возбудитель пере-
менного тока; 5 - датчик тока; 6 - вращающийся полупроводниковый преобра-
зователь; 7 - подшипники; 8, 10 - кожухи; 9 ~ станина; 11 - вентилятор
наружного обдува; 13 ~ охладитель; 14 - коробка выводов статора

ного измерения тока ротора. Система возбуждения обеспечива-
ет генерацию энергии возбуждения, ее бесконтактный подвод к
обмотке ротора и измерение. Устройство управления электро-
двигателя обеспечивает его пуск и остановку, защиту от пере-
напряжений при пуске и других переходных процессах. Уп-
равление возбудителем ВбС производится от сети собственных
нужд буровой установки с помощью согласующего трансформа-
тора Тр1 и статического управляемого однофазного выпрями-
теля с нулевым выводом ПбС.

Для обеспечения необходимого пускового момента и защиты
от перенапряжений вентилей ПбВ и ротора двигателя в схеме
предусмотрено пускозащитное устройство ПЗУ. В качестве
ПЗУ применен тиристор, подключенный встречно-параллель-
но к одному из вентилей ПбВ. Открытие тиристора происхо-
дит под действием отрицательной полуволны ЭДС, наведенной
в роторе полем статора двигателя с помощью стабилитронов,
включенных в цепь управляющего электрода тиристора. По-
следовательно с тиристором включен разрядный резистор,
обеспечивающий быстрое гашение поля ротора и закрытие пу-
скового тиристора по окончании пуска. Так как момент подачи
возбуждения может оказать существенное влияние только на
синхронизацию двигателей с большим моментом сопротивле-
Рис. 6.5. Функциональная схема управления бесщеточным двигателем:

М - синхронный двигатель; ВбС - возбудитель бесщеточный синхронный;
ПЗУ - пускозащитное устройство; ДНТ - датчик напряжения и тока; ССУ -
сумматор сигналов управления; ОТР - ограничитель тока ротора; РВП -
реле времени пуска; ПУ - импульсное устройство; ЗКЗ - защита от коротко-
го замыкания; ПбС - преобразователь статический; ПбВ - преобразователь
возбуждения; ИП - источник питания; Эи1-Эи6 - электронагреватели; ФСУ -
формирователь сигнала управления; ПА - пусковая аппаратура; ВА} и ВА2 -
автоматические выключатели; К - контактор; Кн~Кн3 - измерители тока
возбуждения; Тр1 - согласующий трансформатор

ния и значительной инерционной электромеханической посто-
янной времени, в схеме применено полупроводниковое реле
времени РВП, обеспечивающее подачу возбуждения в конце
пуска или после вхождения двигателя в синхронизм. В схеме
предусмотрена защита от коротких замыканий во вращающем-
ся преобразователе ЗКЗ. Защита реагирует на пульсации тока
возбуждения возбудителя, которые в случае аварии во враща-
ющемся преобразователе достигают значительной величины,
при этом происходит срабатывание сигнализации и отключе-
ние двигателя. Управление возбуждением возбудителя, а сле-
довательно, и двигателя осуществляется с помощью автомати-
ческого регулятора АРВ по заданному закону.

В основу работы регулятора положен принцип запоминания
сигналов тока и напряжения статора в каждый период напря-
жения сети. Таким образом, с динамической точки зрения ре-
гулятор обладает характеристикой импульсного элемента с пе-
158
риодом квантования 0,02 с, что обеспечивает его высокое быст-
родействие и малые пульсации выходного сигнала.

В состав системы автоматического управления возбуждением
двигателя входят датчики тока и напряжения ДНТ, формиро-
ватель сигнала управления ФСУ, импульсное устройство ИУ
и др. Действие остальных устройств схемы легко уяснить из
рис. 6.5.

Регулируемый электропривод буровых насосов. Для при-
вода буровых насосов установок, рассчитанных на средние
глубины бурения, используют систему электропривода с час-
тичным регулированием скорости по схеме асинхронного вен-
тильного каскада (АВК), обеспечивающего экономичное регу-
лирование скорости в основных рабочих режимах в пределах
от 100 до 50 % номинальной, причем энергия скольжения воз-
вращается в электрическую сеть. При этом под частично регу-
лируемым понимают электропривод, обеспечивающий плавный
пуск и кратковременное или в ограниченном диапазоне эконо-
мичное регулирование скорости.

Асинхронный вентильный каскад (рис. 6.6) состоит из
асинхронного двигателя М, приводящего в движение буровой
насос БН; трехфазного выпрямительного моста 1321, преобра-
зующего энергию скольжения двигателя в энергию постоянно-
го тока; инвертора 1322, с помощью которого энергия постоян-
ного тока преобразуется в энергию переменного тока, возвра-
щаемую через трансформатор ТУЗ и разъединитель (Д32 в
сеть. Регулирование скорости двигателя осуществляется изме-
нением противоЭДС инвертора 1322.

Двигатель подключается к сети при введении в цепь ротора
пускового резистора 7?п с одновременным введением в цепь ро-
тора максимального значения противоЭДС инвертора. При
этом разгон двигателя до половины номинальной скорости
осуществляется изменением противоЭДС инвертора, после че-
го контактор КМ шунтирует пусковой резистор. Дальнейший
разгон двигателя происходит по схеме вентильного каскада.

Скорость регулируется сельсинным командоаппаратом СК,
сигнал от которого поступает на задатчик интенсивности ЗИ,
формирующий темп нарастания скорости двигателя.

В системе управления электроприводом предусмотрены об-
ратные связи по скорости (тахогенератор В К) и току
(трансформатор тока ТА, датчик тока ДТ, блок нелинейной
обратной связи по току НОСТ), с помощью которых форми-
руются требуемые механические характеристики.

Значение скорости двигателя, при которой производится
шунтирование пускового резистора, устанавливается задатчиком
а

6 кВ

Рис. 6.6. Функциональная схема (::) и электромеханические характеристики
( ) электропривода бурового насоса по системе асинхронного вентильного кас-
када на примере электродвигателя АКСБ-15—54—6ХЛУ2.

Сплошной линией показаны регулировочные характеристики, пунктиром -
пусковые; (3 - угол отпирания тиристоров инвертора; 1а - выпрямленный ток
в цепи преобразователя
17с1, а тока отсечки - С/с2. Выходной сигнал блока сравнения
сигналов ССС1 (ССС2) в первом случае воздействует на ре-
лейно-контакторную схему РКС, а во втором - на автоматиче-
ский выключатель С)Р1. Управление инвертором осуществля-
ется блоками системы импульсно-фазового управления СИФУ
и формирования импульсов ФИ.

Схема управления АВК имеет надежную защиту от корот-
ких замыканий с помощью автоматических выключателей (ДР2,
С)РЗ и от перенапряжений блоками БЗП1 и БЗП2.

Питание устройств системы управления АВК осуществляет-
ся от блока питания БП. Схема (см. рис. 6.6, а) позволяет
осуществить длительный плавный пуск электропривода, отве-
чающий технологическим требованиям при восстановлении
циркуляции промывочной жидкости и ликвидации аварий.

Электромеханические характеристики электропривода по
системе АВК приведены на рис. 6.6, б. По системе АВК АО
“Электропривод” разработан регулируемый электропривод, в
котором использованы асинхронные электродвигатели (табл.
6.3). Система управления электроприводом реализована в ком-
плектном устройстве ЩДГ-6704, которое предназначено для
пуска и регулирования скорости электродвигателей АКСБ
мощностью 630, 800 и 1000 кВт. В комплектном устройстве
принят индивидуальный регулируемый электропривод каждого
бурового насоса.

Вариант АВК реализован на буровых установках БУ-3200,
ЭУК-2М.

В буровых установках для бурения скважин глубиной 6,5-
10 км для электропривода буровых насосов типа У8-7 исполь-
зуются двигатели постоянного тока, управляемые по системе
тиристорный преобразователь - двигатель (ТП-Д) (рис. 6.7,
а). Система управления электроприводом построена по прин-
ципу подчиненного управления и включает в себя контур регу-
лирования ЭДС двигателя и подчиненный ему контур регули-
рования тока. Регулятор ЭДС - пропорциональный (11-
регулятор), тока - пропорционально-интегральный (ПИ-
регулятор). В системе управления электроприводом использу-
ется блок регуляторов БР и блок датчиков. Блок регуляторов
включает в себя гальваническую развязку РГ, фазочувстви-
тельный выпрямитель ФВ, задатчик интенсивности ЗИ, регу-
лятор ЭДС РЭ и регулятор тока РТ. Блок датчиков содержит
датчик тока ДТ и датчик напряжения ДН. Управление элект-
роприводом осуществляется с пульта управления насосом
сельсинным командоаппаратом СК. Воздействуя на систему
управления тиристорным преобразователем ТП, плавно регу-
Таблица 6.3

Технические характеристики асинхронных двигателей с фазным ротором буровых установок

Параметры двигателя	Двигатель				
	АКЗ-15-41-8Б-2	АКЗ-15-41-8Б	АКСБ-15-44-6	АКСБ-15-54-6	АКСБ-15-69-6
Номинальная мощность, кВт	700	850	630	800	1000
Номинальное напряжение, В	6000	6000	6000	6000	6000
Частота вращения синхронная,	750	750	1000	1000	1000
об/ мин					
Ток статора номинальный, А	78	103	75,3	94	116,6
Ток ротора, А	530	540	950	1000	1000
Напряжение ротора, В	750	975	450	550	650
Коэффициент мощности	0,83	0,84	0,85	0,86	0,87
КПД, %	93,6	94,5	94,7	94,9	95,3
Кратность максимального мо-	2,6	2,7	1,8	1,8	1,8
мента					
Масса, кг	6150	6800	3700	4100	4700

лируют скорость двигателя а . В некоторЕЗх электроприводах
буровых насосов регулирование скорости осуществляется ос-
лаблением магнитного потока двигателя. В этом случае в цепь
обмотки возбуждения двигателя 1_ М включается устройство
регулирования тока возбуждения.

Механические характеристики электропривода по системе
ТП-Д приведены на рис. 6.7, • . Регулирование предельного
момента осуществляется изменением уставки узла ограничения
регулятора ЭДС.

Буровыми насосами с регулируемым электроприводом по
системе ТП-Д оснащаются буровые установки БУ-2500ЭП, БУ-
6500ЭП и установки морского бурения.

Регулируемый электропривод бурового насоса может быть
также реализован на базе вентильного двигателя (рис. 6.8).
Электропривод состоит из преобразователя частоты ё 6 со
звеном постоянного тока 3 и синхронного двигателя 5. Для
управления инвертором 4 используется бесконтактный дат-
чик положения ротора двигателя 7. Выпрямленное напряже-
ние через сглаживающий реактор ё1 подается на вход ин-
вертора, тиристоры которого отпираются импульсами, вы-
рабатываемыми системой управления 9 в зависимости от
сигналов датчика положения ротора. Ток возбуждения вен-
тильного двигателя регулируется с помощью возбудителя 6.
В системе управления предусмотрены обратные связи по
току, подаваемые от датчика тока М в блоки 9 и 10 систем

Рис. 6.8. Функциональная схема управления вентильным электродвигателем
бурового насоса
импульсно-фазового управления выпрямителем и инвертором.
Для стабилизации скорости используется обратная связь от
тахогенератора 8. Защита от КЗ осуществляется с помощью
автоматического выключателя 1, а для ограничения тока ис-
пользуются реакторы 2. Управление электродвигателем осуще-
ствляется с пульта 11.

Регулировочные свойства электропривода аналогичны свой-
ствам электропривода постоянного тока. Диапазон регулирова-
ния скорости 1:20.

Перспективным для электропривода буровых насосов явля-
ется регулируемый электропривод по системе преобразователь
частоты - асинхронный короткозамкнутый двигатель.

В результате исследования регулируемого электропривода
бурового насоса У8-6М установлено, что при регулируемом
электроприводе механическая скорость и проходка на долото
увеличиваются на 20 %, число рейсов сокращается на 20 %.
Эти преимущества реализуются во всех вариантах регулируе-
мого электропривода. Общее сокращение длительности вспомо-
гательных операций в результате применения регулируемого
электропривода составляет 12 %, а время организационных
простоев сокращается на 16,5 %.

Преимущества регулируемого электропривода буровых насо-
сов в значительной степени проявляются при турбинном спо-
собе бурения скважины и заключаются в следующем:

наилучшее использование установленной мощности буро-
вых насосов, работа на оптимальных режимах для каждого
интервала бурения при различных типах забойных двигате-
лей, что обеспечивает сокращение времени механического бу-
рения;

увеличение скорости вращения долота и средней мощности,
подводимой к долоту; при необходимости увеличение гидравли-
ческой мощности по мере износа забойного двигателя;

возможность пуска насоса под нагрузкой, что уменьшает из-
нос задвижек и облегчает работу буровой бригады;

сокращение времени на промывку скважины до и после бу-
рения;

сокращение времени спуско-подъемных, а также ряда вспо-
могательных и подготовительно-заключительных операций,
обусловленное уменьшением числа рейсов вследствие увеличе-
ния средней проходки на долото;

более широкие возможности ликвидации аварий, связанных
с прихватами и некоторыми другими аварийными ситуациями;

равномерность подачи бурового насоса, что позволяет отка-
заться от пневмокомпенсаторов и др.
6.3.	ЭЛЕКТРОПРИВОД РОТОРА

Режимы работы, требования к электроприводу.
Требования, предъявляемые к приводу ротора, зависят от спо-
соба вращательного бурения. Если при бурении погружными
двигателями ротор используется в основном для производства
вспомогательных операций, то при роторном бурении через
него передается вращение долоту.

Режим бурения и его основные параметры (осевая нагрузка
на долото, частота вращения долота и расход промывочной
жидкости, определяемые глубиной и конструкцией скважины, а
также характером и крепостью разбуриваемых пород) сущест-
венно влияют на энергетику бурения.

Энергия, затрачиваемая непосредственно на бурение, слагает-
ся из механической энергии, передаваемой долоту, и гидравли-
ческой энергии бурового раствора, расходуемой на разрушение
породы и вынос выбуренной породы с забоя на поверхность.

Режим работы приводного двигателя ротора в процессе ро-
торного бурения продолжительный, а мощность, которую он
должен развивать в процессе бурения, можно выразить фор-
мулой

ёр = еп + ёх + ёдол,	(6.2)

где ё п - мощность, соответствующая потерям в механизмах
привода, установленных на поверйюсти; ёх - мощность, необ-
ходимая для холостого вращения колонны бурильных труб в
скважине; ё дол - мощность на долоте.

Значения мощностей ё п, ё х и ёдол определяют из эмпириче-
ских формул. Мощность ёп зависит от типа, состояния обору-
дования и частоты вращения. На практике для определения ёп
применяются формулы В.С. Федорова

ё п =	+ а2п2	(6.3)

и Б.М. Плюща

ёп = к1п1’5,	(6.4)

где $!, ф2>	_ коэффициенты, зависящие от типа применяемо-

го оборудования; п - частота вращения ротора.

Мощность ё х зависит в основном от частоты вращения,
длины и диаметра бурильных труб, качества промывочной
жидкости, диаметра и кривизны скважин.

Можно считать, что

Рх = кс1“Ерп“',	(6.5)
где к - коэффициент, учитывающий кривизну скважин; С1Н -
наружный диаметр бурильных труб; к - длина колонны бу-
рильных труб; п - частота вращения; а и а! - показатели
степени, определяемые опытным путем; р - плотность промы-
вочной жидкости.

Среднее значение ё дол зависит от осевой нагрузки на доло-
то, угловой скорости инструмента, количества и качества про-
мывочной жидкости, типа, размера и состояния долота, а так-
же свойств разбуриваемых пород.

При бурении шарошечными долотами для определения
мощности на долоте можно пользоваться формулой, предло-
женной Г. Гевиняном,

едол = офР02п°'5(к2 - А/п),	(6.6)

где а - коэффициент, характеризующий степень очистки за-
боя; р - коэффициент, зависящий от типа долота; п - частота
вращения долота; к2 - коэффициент, характеризующий бури-
мость породы; А - коэффициент, зависящий от частоты враще-
ния долота; ё -осевая нагрузка на долото; О - диаметр долота.

Мощность ё дол можно также определить по удельному рас-
ходу мощности на единицу площади забоя, которая для ротор-
ного бурения принимается равной 35-150 Вт/см2. При опреде-
лении мощности привода ротора можно пользоваться также
опытными данными.

По опытным данным, при проводке скважины глубиной до
2000 м с частотой вращения долота п = 300 об/мин и нагруз-
ках на него 10-15 т (100-150 кН) мощность ёдол изменяется от
80 до 170 кВт. В среднем ёдол = 90-5-110 кВт. При расчетах
можно принимать, что ёдол прямо пропорциональна частоте
вращения и нагрузке на долото.

Передача энергии долоту с поверхности через наземные
передаточные механизмы и колонну бурильных труб вызывает
значительные потери мощности и существенно снижает КПД
всего процесса бурения, особенно в тех случаях, когда глубина
скважин достигает 4-5 тыс. м.

В процессе бурения неоднородных пород момент сопротив-
ления на долоте непрерывно изменяется. Наиболее сильные
колебания момента отмечаются при использовании долот ре-
жущего типа, в меньшей степени - шарошечных долот. Коле-
бания момента сопротивления на долоте передаются по колон-
не бурильных труб приводному двигателю ротора в виде упру-
гих волн кручения, продольных колебаний и других возмуще-
ний, распространяющихся в стальных трубах со скоростью
около 3 км/с.
В результате отражения волн кручения, вызванных закли-
ниванием долота, напряжения кручения могут вызвать поломку
труб. Напряжения кручения в трубах при мягкой механической
характеристике привода будут меньше, чем при жесткой. Та-
ким образом, с точки зрения ограничения напряжения в трубах
и защиты их от поломок следует отдать предпочтение приводу
с мягкой механической характеристикой.

При заклинивании долота, когда низ колонны бурильных
труб неподвижен, а ротор продолжает вращаться, закручивая
трубы, момент двигателя может достигать максимального зна-
чения. Чтобы ограничить возникающие при этом напряжения
кручения в трубах, следует ограничить момент, передаваемый
от двигателя ротору. Этого можно достигнуть, применяя двига-
тели со сравнительно небольшой кратностью максимального
момента Л, < 1,8-5-2 или используя в приводе ротора средства
ограничения момента.

С заклиниванием долота связан также процесс передачи
колонне бурильных труб кинетической энергии, запасенной во
вращающихся частях поверхностного оборудования привода
ротора. Для уменьшения кинетической энергии, передаваемой
трубам, целесообразно иметь привод ротора с минимальным
моментом инерции вращающихся частей.

Следовательно, при роторном бурении привод ротора дол-
жен иметь мягкую механическую характеристику, ограничен-
ный максимальный момент и минимальное значение момента
инерции вращающихся частей.

Увеличение частоты вращения ротора, т.е. долота, влечет
за собой рост механической скорости бурения. Для основного
типа долот, применяемых в бурении, - шарошечных - вслед-
ствие увеличения износа долота при высоких частотах враще-
ния время работы долота на забое и проходка на долото тем
больше, чем меньше частота вращения ротора. Наряду с со-
кращением срока службы долота при больших частотах вра-
щения ротора возрастает износ бурового оборудования вслед-
ствие увеличения вибрации.

Поэтому оптимальные значения частоты вращения ротора
(так же как и нагрузки на долото) целесообразно определять
экономическим расчетом исходя из минимальной стоимости 1 м
проходки.

Как показали расчеты и опыт эксплуатации буровых уста-
новок, бесступенчатое регулирование частоты вращения ротора
при бурении глубоких скважин может обеспечить увеличение
механической скорости бурения до 30 % и рейсовой скорости
до 20 %. Диапазон регулирования частоты вращения, опреде-
168
ленный технико-экономическим расчетом, составляет 5:1 - 7:1.
Регулировать частоту вращения целесообразно при постоянном
моменте. Так как с помощью ротора выполняются аварийные и
некоторые вспомогательные работы, его привод должен иметь
оперативный реверс.

Режим работы электропривода ротора - продолжительный.

Системы электропривода ротора. В буровых установках
раннего выпуска и рассчитанных на небольшие глубины буре-
ния применяется групповой электропривод лебедки и ротора.
Так как приводная мощность лебедки значительно больше при-
водной мощности ротора, приводные двигатели при роторном
бурении оказываются недогруженными. В установках морского
бурения, БУ-2500ЭП, “Уралмаш-5000Э”, БУ-6500, а также во
вновь разрабатываемых установках предусмотрен индивиду-
альный электропривод ротора.

Схема индивидуального электропривода ротора по системе
генератор - двигатель буровой установки “Уралмаш-50003”
приведена на рис. 6.9. Генератор ротора Ее (400 кВт, 460 В)
входит в состав трехмашинного преобразовательного агрегата,
вращаемого синх|й)нным двигателем ё ИА (500 кВт, 6 кВ, 1000
об/мин). Ее питает двигатель постоянного тока привода рото-
ра (250 кВт, 330 В). Обмотка возбуждения генератора ё (Тс
питается от реверсивного однофазного тиристорного преобра-
зователя ! ё (Т, управляемого магнитным усилителем а 1 ,, а
обмотка возбуждения двигателя ё (^Йё - от нереверсивного
однофазного тиристорного преобразователя ! ё который
управляется своим магнитным усилителем а 1 2. В качестве
датчика скорости ротора используется тахогенератор постоян-
ного тока ! Е.

Рис. 6.9. Функцио-
нальная схема элект-
ропривода ротора по
системе генератор —
двигатель

б кВ
Двигатель 14ё вращает ротор через двухскоростную меха-
ническую передачу, что дает возможность обеспечить требуе-
мые скорости и моменты как в рабочем, так и в аварийных ре-
жимах. В схеме управления предусмотрены защиты и блоки-
ровки от превышения тока в якорной цепи машин Её и 1Чё ,
исчезновения поля 14ё , отключения асинх^Ьнных двигателей
вентиляторов охлаждающих 14ё и Её . При указанных нару-
шениях работы привода автоматически отключается питание
обмоток возбуждения генератора и двигателя, что делает не-
возможной дальнейшую работу. Путем применения различных
обратных связей в системе автоматического управления фор-
мируются требуемые статические и динамические характерис-
тики привода.

В случае привода ротора от двигателя постоянного тока все
рабочие режимы обычно обеспечиваются при неизменном пе-
редаточном числе от двигателя к ротору. Передаточное число
выбирают исходя из условия минимума приведенного момен-
та инерции и приемлемых массы и габаритов привода. Обыч-
но номинальная частота вращения приводного 14ё равна
1000 об/мин, а передаточное число редуктора, встроенного в
ротор - (3-4). Тогда для обеспечения верхнего предела часто-
ты вращения ротора необходимо иметь передачу от двигателя к
ротору с передаточным числом 1-1,5. Этому значению переда-
точного числа соответствует минимум приведенного момента
инерции привода.

Если перегрузочная способность двигателя недостаточна для
обеспечения аварийных режимов, то в этом случае коробка пе-
ремены передач должна содержать еще одну передачу
(низшую). Передаточное число этой передачи выбирают таким
образом, чтобы момент сопротивления на валу двигателя при
аварийном режиме не превышал допустимых значений.

Многие задачи привода ротора могут быть решены путем
применения электромагнитной муфты, устанавливаемой между
приводными двигателями и ротором. Пуск и регулирование
частоты вращения ротора связаны с потерями энергии в элек-
тромагнитной муфте, вызывающими ее нагрев. В случае необ-
ходимости большого диапазона и плавного изменения частоты
вращения ротора электромагнитные муфты с водяным охлаж-
дением могут обеспечить надежную работу. Однако, как указы-
валось ранее, для привода ротора в большинстве случаев не-
обходим ограниченный диапазон регулирования частоты вра-
щения. При этом в некоторых зарубежных установках приме-
няются более простые электромагнитные муфты с воздушным
охлаждением в сочетании с многоскоростной коробкой переме-

Рис. 6.10. Функциональная схема (::) и механическая
характеристика ( ) электропривода ротора, управля-
емого по системе тиристорный преобразователь —
двигатель
ны передачи, вращаемой многоскоростными асинхронными дви-
гателями. Возможность плавного регулирования частоты вра-
щения в диапазоне, определяемом допустимыми потерями в
муфте, позволяет в данном случае на каждой механической и
электрической ступени иметь дополнительное плавное регули-
рование частоты вращения в ограниченном диапазоне. Это
обеспечивает довольно широкий диапазон регулирования час-
тоты вращения ротора.

Кроме регулирования частоты вращения ротора электромаг-
нитные муфты обеспечивают ограничение передаваемого мо-
мента, а следовательно, и защиту бурильных труб от поломки,
а также придают большую гибкость приводу ротора при вы-
полнении аварийных работ, связанных с освобождением
из скважины упущенного бурового инструмента. Они обеспе-
чивают плавное закручивание и раскручивание бурильных
труб и возможность кратковременного получения высоких
значений моментов на низких скоростях при ликвидации ава-
рий. В зависимости от системы и вида привода лебедки и ро-
тора могут применяться различные схемы электромагнитных
муфт.

В последних разработках для питания двигателя ротора ис-
пользуются силовые тиристорные преобразователи. Функцио-
нальная схема управления электроприводом ротора по системе
ТП-Д показана на рис. 6.10, ф. Она аналогична схеме управ-
ления электроприводом бурового насоса (см. рис. 6.7, ф). От-
личие состоит в наличии узла ограничения 1 ё , с помощью
которого изменяется уставка 113 т задания тока якоря двигателя
ротора. Благодаря узлу 1 ё в рабочем диапазоне достигается
мягкая механическая характеристика электропривода (рис.
6.10, • ). Точке А характеристики соответствует максимальное,
а точке - минимальное значение 113 т.

Увеличения производительности роторного бурения при
применении регулируемого электропривода можно достигнуть
как за счет изменения (от рейса к рейсу в функции глубины
скважины) начальной частоты вращения долота, так и регули-
рования (в функции износа долота, времени рейса или мощно-
сти на забое) частоты вращения долота в течение одного рейса
(последняя возможность эффективно реализуется в автомати-
зированных системах).

Исследованиями установлено, что долевое увеличение меха-
нической скорости за счет регулирования от рейса к рейсу
составляет 1,13, а в процессе одного рейса 1,1-1,18, увеличе-
ние рейсовой скорости - 1,09 в первом случае и 1,07-1,13 во
втором.
6.4.	ЭЛЕКТРОПРИВОД
СПУСКО-ПОДЪЕМНОГО АГРЕГАТА
В РЕЖИМЕ ПОДЪЕМА

Режимы работы, требования к электроприводу.
Кроме подъема или опускания колонны бурильных труб (КБТ)
с помощью буровой лебедки часто осуществляют свинчивание
и развинчивание труб, их перенос и установку, подъем и опус-
кание незагруженного элеватора, подачу долота на забой и др.
Так как все эти операции требуют различных мощности и ха-
рактеристик электропривода, то в современных буровых уста-
новках для вспомогательных операций применяются отдельные
механизмы с индивидуальным электроприводом. В этом случае
буровая лебедка с электроприводом используется только для
подъема и опускания КБТ, причем для подъема КБТ служат
приводные двигатели, а для торможения при опускании -
вспомогательные тормоза или приводные двигатели.

Кинематические схемы привода буровой лебедки можно
классифицировать по числу скоростей подъема, числу привод-
ных двигателей, их номинальной частоте вращения и способу
торможения.

В традиционной кинематической схеме буровой лебедки
предусмотрена обратная скорость (реверс) с оперативным (с
помощью шинно-пневматической муфты) или неоперативным
включением. На многих установках отбор мощности на ротор
осуществляется от коробки перемены передач лебедки. Поэтому
реверс необходим. На отечественных буровых установках с
асинхронным электроприводом предусмотрен оперативный
электрический реверс.

Подъем КБТ состоит из отдельных циклов, число которых
равно числу свечей; за время одного цикла происходит подъем
на высоту одной свечи (25-37 м), затем ее отвинчивают, пере-
носят и устанавливают, после чего цикл повторяется. Таким
образом, по мере подъема вес КБТ дискретно уменьшается и,
следовательно, уменьшается момент статического сопротивле-
ния на валу приводного двигателя. Диапазон изменения мо-
мента статического сопротивления определяется отношением
веса максимального груза к весу крюка с незагруженным эле-
ватором и составляет от 14:1 до 20:1, причем больший диапазон
относится к буровым лебедкам большей грузоподъемности. Так
как время работы привода лебедки при подъеме КБТ переме-
жается паузами для отвинчивания, переноса и установки труб,
а также спуска крюка с незагруженным элеватором, режим
работы привода лебедки - повторно-кратковременный с отно-
сительной продолжительностью включения 25-40 %.

При наличии уменьшающегося момента статического сопро-
тивления на валу двигателя некоторой мощности ё наибольшая
производительность лебедки (без учета времени переходных
процессов) может быть достигнута, если по мере подъема труб
скорость подъема увеличивается, т.е. если выполняется усло-
вие

Р = М Ц = сопз!,	(6.7)

где а с - момент сопротивления на валу барабана лебедки;
т6 - угловая скорость барабана лебедки; г] - КПД передач от
двигателя к барабану лебедки.

Передаточные числа, число передач и диапазон регулирова-
ния частоты вращения электродвигателя выбирают обычно та-
ким образом, чтобы механическая характеристика привода бы-
ла близка к кривой постоянной мощности.

Изменять частоту вращения барабана лебедки (скорости
подъема груза) для выполнения условия (6.7) можно ступенча-
то с помощью многоскоростных трансмиссий или бесступенча-
то с помощью электропривода с широким диапазоном регули-
рования частоты вращения. Возможно также уменьшение числа
ступеней механической передачи до 2 при наличии электро-
привода с ограниченным диапазоном регулирования частоты
вращения.

При бесступенчатом изменении скорости подъема упроща-
ется конструкция и, следовательно, снижается стоимость ле-
бедки, однако ее привод становится сложнее и дороже; при
ступенчатом изменении повышаются сложность и стоимость
лебедки, но уменьшается сложность и стоимость привода. Тех-
нико-экономическими расчетами установлено, что чем больше
глубина бурения, тем эффективнее применение регулируемого
электропривода.

Число приводных электродвигателей определяется многими
причинами (унификация применяемых электрических машин,
удобство компоновки на ограниченной площади и др.), поэтому
встречаются одно-, двух-, трех- и даже четырехдвигательные
схемы. Появление трех- и четырехдвигательных схем объясня-
ется стремлением к унификации применяемого на установках
большой мощности электрооборудования. В отечественной и
зарубежной практике широкое применение нашел двухдвига-
тельный привод.

Такой привод обеспечивает работу с пониженной произво-
дительностью в случае выхода из строя одного из двигателей,
а также позволяет отключить один из двигателей при сниже-
нии нагрузки, что дает экономию электрической энергии. Од-
нако два двигателя половинной мощности в 1,2 раза тяжелее и
дороже, чем один двигатель большей мощности; требуется уст-
ройство для равномерного распределения нагрузки между дву-
мя двигателями, работающими на один вал и др.

Поэтому у современных буровых лебедок основанием для
применения многодвигательного электропривода могут служить
конструктивные причины (необходимость транспортировки
самолетом или вертолетом мелких блоков, исключение парал-
лельной работы генераторов переменного тока, слишком боль-
шая масса одного двигателя). Для большей части буровых ус-
тановок с электроприводом не существует конструктивных ог-
раничений, исключающих однодвигательный вариант. Реали-
зация основных преимуществ однодвигательного электроприво-
да перед двухдвигательным (меньшие капитальные затраты,
масса оборудования и занимаемая площадь, более высокий
КПД, отсутствие необходимости в выравнивании нагрузки)
обеспечивает значительный экономический эффект.

В выпускавшихся ранее буровых установках электропривод
лебедки осуществлялся асинхронными двигателями с фазным
ротором. Применение асинхронных короткозамкнутых и син-
хронных двигателей для привода лебедок ограничивается тем,
что эти двигатели не допускают большой частоты включений,
необходимой для выполнения главных и вспомогательных опе-
раций при спуске и подъеме труб, а системы их управления
не позволяют получать простыми и надежными средствами
плавный разгон, реверсирование и снижение частоты враще-
ния привода. Использование индивидуальных механизмов для
вспомогательных операций при спуске и подъеме инструмента
значительно упрощает требования, предъявляемые к приводу
лебедки (сокращение частоты включений, устранение необхо-
димости снижения частоты вращения и реверсирования двига-
телей). Поэтому в ряде буровых установок для привода лебед-
ки оказалось возможным использовать в сочетании с электро-
магнитными муфтами синхронные двигатели, работающие в
режиме постоянного вращения.

Двигатели лебедки мощностью до 200-250 кВт целесообраз-
но выбирать на напряжение 380 или 660 В, так как для управ-
ления цепями статора этих двигателей можно применять кон-
такторную аппаратуру напряжением ниже 1 кВ. При мощности
двигателей более 250 кВт целесообразно выбирать их на на-
пряжение 6 кВ, что позволяет исключить промежуточную
трансформацию напряжения. В дальнейшем можно ожидать
повышения рабочего напряжения двигателей буровой установки
до 10 кВ.

Для электропривода буровой лебедки в отечественных буро-
вых установках находят применение асинхронные двигатели с
фазным ротором серий АКБ и АКСБ.

В результате технико-экономического сравнения вариантов
электропривода буровой лебедки наиболее целесообразным
может оказаться электропривод постоянного тока. Такой элек-
тропривод можно выполнить безредукторным. Его применение
позволяет существенно упростить конструкцию лебедки и ис-
ключить ряд звеньев (цепные передачи, подшипники, шинно-
пневматические муфты), наиболее сильно подверженных изно-
су. Благодаря связи приводного двигателя непосредственно с
барабаном лебедки двигатель можно использовать и в качестве
электротормоза. Электропривод постоянного тока для лебедок
буровых установок весьма перспективен при использовании
надежных и дешевых мощных тиристорных преобразователей,
отвечающих требованиям электропривода буровых установок.

Расчет мощности ё д л двигателей лебедки связан с некото-
рыми трудностями, так как при спуско-подъемных операциях
двигатели работают в повторно-кратковременном режиме с пе-
ременной продолжительностью цикла и переменным моментом
статического сопротивления на валу. Поэтому сначала по ос-
новным параметрам буровой лебедки, пользуясь приближенны-
ми формулами, ориентировочно определяют ед л. Затем, выбрав
двигатель и рассчитав его действительную нагрузочную диа-
грамму с учетом производства вспомогательных операций, вы-
полняют проверочный расчет мощности методом эквивалентно-
го тока или момента.

Для предварительного определения требуемой мощности
(кВт) двигателя наиболее простой является формула

Рд.л=-^,	(6.8)

Лп.у^п

где Он - номинальная грузоподъемность на крюке, кН; укр -
установившаяся скорость подъема крюка с номинальной на-
грузкой, соответствующая оптимальному значению мощности,
м/с; т]пу = 0,7-е-0,8 - КПД подъемной установки от вала двига-
теля до крИка при номинальной грузоподъемности; кп =
= 1,3-8-1,45 - коэффициент возможной перегрузки двигателей.

Можно также, не пользуясь формулой (6.8), предварительно
выбрать двигатель лебедки, руководствуясь данными табл. 6.1.
Рассчитав по формуле (6.8) мощность двигателя и пользу-
ясь нагрузочной диаграммой, определяют эквивалентный мо-
мент двигателя

М, = к^	пл пл пл 21" 2п2 - Зп + 1)  М !М 2 + М з 	  1	6	1	11 + 2м в м1в м
	1; + 1 в м + «1  1	вм	в.р	

(6.9)

где а ! и а 2 ~ момент на валу двигателя соответственно при
наибольшей и наименьшей нагрузках на крюке во время подъ-
ема КБТ на данной передаче лебедки; а 3 - момент на валу
двигателя, создаваемый силой тяжести одной свечи; а вм - мо-
мент во время машинных вспомогательных операций; I, - вре-
мя рабочего периода за цикл подъема одной свечи; 1ВМ и I -
время машинных и ручных вспомогательных операций за цикл
подъема одной свечи; а = 0,5 - коэффициент, учитывающий
ухудшение условий охлаждения двигателя в неподвижном со-
стоянии; п - число свечей, поднимаемых на данной передаче
лебедки; к = 1,12 - коэффициент, учитывающий изменение
скорости подъема инструмента вследствие изменения диаметра
навивки каната на барабан лебедки.

Если буровая установка оборудована индивидуальными ме-
ханизмами для выполнения вспомогательных операций, то
формула упрощается и принимает вид

Мэ = к-

пл пл пл 2^ 2п2 - Зп + 1) .

М 2 + М з ----------------------- 11

I О I

(6.10)

1 +

1 в

где 1в - время вспомогательных операций за цикл подъема од-
ной свечи.

Если двигатель имеет принудительное охлаждение либо
вращается все время цикла, а включение нагрузки осуществля-
ется муфтами, то в формулах (6.9) и (6.10) коэффициент а
принимается равным 1. Эквивалентный момент должен быть
меньше номинального момента двигателя, выбранного предва-
рительно. В противоположном случае нужно выбрать двига-
тель следующего габарита или увеличить передаточное число
трансмиссии, вновь построить нагрузочную диаграмму и по-
вторить расчет эквивалентного момента. Можно также изме-
нить число свечей, поднимаемых на каждой скорости, т.е. из-
менить а ь а 2 и П.

Если для привода лебедки применен двигатель постоянного
тока с регулированием частоты вращения изменением магнит-
ного потока, а также если продолжительность периодов пуска
двигателя переменного тока составляет существенную часть
времени цикла, то проверку двигателя следует производить по
формуле эквивалентного тока, которая хотя и более сложна,
однако дает более точные результаты, чем формула эквива-
лентного момента.

При двухдвигательном приводе лебедки каждый двигатель
выбирается половинной мощности с обязательной проверкой
возможности подъема одним двигателем инструмента макси-
мального веса на первой передаче лебедки.

Основное время спуско-подъемных операций (примерно 50 %)
затрачивается на выполнение операций с КБТ, когда нагрузка
на крюке О составляет некоторую часть а максимальной гру-
зоподъемности Отах спуско-подъемного агрегата, т.е. а =
= О/ Отах. Поэтому особое внимание при проектировании буро-
вых установок уделяют выбору высших скоростей перемещения
КБТ и особенно незагруженного элеватора (подъем его осуще-
ствляется на каждом цикле спуска КБТ на одну свечу).

Исследованиями установлено, что при длине свечи 25 м ра-
циональное значение высшей скорости составляет 1,6-1,7 м/с.
Во всех случаях скорость подъема незагруженного элеватора
должна быть не менее 1,4-1,5 м/с.

Требуемая механическая характеристика регулируемого
электропривода буровой лебедки показана на рис. 6.11, / Уча-
сток А (7ё соответствует работе на высшей передаче, а участок

Рис. 6.11. Механические характеристики регулируемого (::) и нерегулируемого
( ) электропривода спуско-подъемного агрегата в режиме подъема:

1 - требуемая характеристика; 2 - при четырех скоростях и жесткой механи-
ческой характеристике двигателя; 3 - то же, но при мягкой механической
характеристике двигателя
СОЕ - на низшей. Участок АС соответствует работе с рацио-
нальной высшей скоростью подъема, т.е. при постоянной час-
тоте вращения электродвигателя птах (в реальных условиях
жесткость механической характеристики не идеальна, и по
мере увеличения нагрузки несколько снижается скорость).
Точка (7 соответствует режиму полного использования уста-
новленной мощности привода при соответствующем значении
рабочей перегрузки. Участок АВС О соответствует диапазону
длительно действующих нагрузок при подъеме КБТ (в том
числе точка О - нагрузке от КБТ максимальной массы),
участок О Е - работе с обсадными трубами массой более
массы КБТ, ЕЕ - расхаживанию обсадных колонн и ликвида-
ции аварийных ситуаций (при этом скорость крюка равна или
менее 0,1-0,2 м/с). Точка О соответствует максимально допус-
тимой в течение 15 с перегрузке двигателя, которая в зависи-
мости от типа двигателя постоянного тока составляет 1,7-
2,25.

Таким образом, общий диапазон регулирования скорости
определен точками Ё О. Определение необходимого числа
механических ступеней регулирования скорости (передач)
подъема при заданном рабочем диапазоне зависит от регулиро-
вочных свойств привода. В связи с дискретным характером
изменения нагрузки на крюке и постоянным значением уста-
новленной мощности привода необходимо в результате рацио-
нального выбора числа передач и соответствующих им переда-
точных отношений обеспечить наилучшее использование огра-
ниченной мощности привода.

Исследованиями установлено, что при двухдвигательном ре-
гулируемом электроприводе буровой лебедки целесообразно
иметь от двух до четырех передач.

Для нерегулируемого электропривода характеристика в ди-
апазоне (7(5 будет иметь ступенчатую форму и, как правило,
обеспечивается применением коробки скоростей с четырьмя-
шестью ступенями регулирования. Первая скорость подъема
крюка принимается исходя из условия расхаживания тяжелых
обсадных колонн и ликвидации аварий (аналогично точке О на
рис. 6.11, $); вторая - из условий возможности работы с КБТ
максимальной массы (аналогично точке О); высшая (если она
не ограничена кинематическими связями) - из условия мини-
мума времени перемещения незагруженного элеватора. Ос-
тальные скорости должны быть выбраны исходя из условия
обеспечения минимума суммарного машинного времени подъема
КБТ за цикл бурения расчетной скважины с учетом факторов,
определяемых глубиной и показателями проходки скважины, а
также параметрами КБТ и мощностью привода. Механическая
характеристика нерегулируемого электропривода буровой ле-
бедки показана на рис. 6.11, • .

Таким образом, электропривод спуско-подъемного агрегата в
режиме подъема КБТ должен иметь необходимый диапазон
регулирования скорости, возможность регулирования скорости
в режиме постоянной мощности и достаточную перегрузочную
способность для выполнения операций, связанных с ликвида-
цией аварий и расхаживанием колонны обсадных труб.

Режим работы электропривода - повторно-кратковременный
с изменяющейся от цикла к циклу относительной продолжи-
тельностью включения.

АО “Электропривод” совместно с Волгоградским заводом
буровой техники для буровой установки БУ-2500ЭП (ДЭП)
разработали спуско-подъемный агрегат с оригинальной и про-
стой двухскоростной лебедкой на базе однодвигательного элек-
тропривода (500 кВт, 1000 мин-1). Привод обеспечивает
на высшей передаче скорость подъема крюка 1,54 м/с, на
низшей - расхаживание обсадных колонн со скоростью порядка
0,2 м/с при кратковременных перегрузках до 1,7 от номиналь-
ного значения, а также подъем КБТ максимальной массы со
скоростью 0,48 м/с. Весь агрегат вместе с аварийным приво-
дом и дополнительным электрическим тормозом представляет
собой единый транспортно-функциональный блок полной за-
водской готовности, причем удельная материалоемкость агрега-
та меньше, чем у аналогичного на переменном токе, в 1,4 раза.

Системы управления электроприводом спуско-подъемного
агрегата в режиме подъема. Электропривод буровой лебедки
буровых установок раннего выпуска оснащен асинхронными
электродвигателями с фазным ротором и релейно-контак-
торными системами переключения ступеней сопротивлений в
цепи ротора. Для уменьшения числа ступеней в последней
ступени используется активно-индуктивный контур.

Для электропривода буровой лебедки с регулированием час-
тоты вращения в небольшом диапазоне (1,5-2) находят приме-
нение также электромагнитные муфты скольжения. Для рас-
ширения диапазона регулирования частоты вращения исполь-
зуется система автоматического регулирования тока возбужде-
ния муфты с обратными связями.

В приводе буровых установок электромагнитные муфты
применяются для оперативного соединения приводного вала
лебедки с двигателем, соединения двигателей (в первую оче-
редь внутреннего сгорания) с групповой трансмиссией, в каче-
стве пусковой муфты в приводе лебедки от постоянно враща-
ющихся двигателей (синхронных или асинхронных с коротко-
замкнутым ротором) и т.д.

В установках наземного бурения с глубиной скважин до
5000 м при централизованном электроснабжении применяется
асинхронный электропривод буровой лебедки с тиристорным
регулятором скольжения (АД-ТРС). В цепь ротора двигателя
а а (рис. 6.12, включен трехфазный управляемый выпря-
митель 1)2, собранный по мостовой схеме, нагрузкой которого
служат пусковые резисторы В! - В3, шунтируемые в процессе
пуска тиристорами V 81 - V 83.

Суммарное сопротивление пусковых резисторов выбрано из
условия обеспечения стопорного момента двигателя, равного
(1,5-5-1,6)а ном, при полностью открытом выпрямителе. Плав-
ность пуска обеспечивается путем управления тиристорами
выпрямителя. Схема управления обеспечивает полный диапа-
зон регулирования управляющих импульсов и их синхрониза-
цию с напряжением ротора.

Плавное открытие выпрямителя I) 2 выводит двигатель на
некоторую промежуточную частоту вращения, определяемую сум-
марным сопротивлением резисторов. Для дальнейшего разгона
в схеме пусковых резисторов введены три шунтирующих ти-
ристора V81 — V83, которые включаются по сигналу, соответ-
ствующему полному открытию тиристорного выпрямителя I) 2.

Переход на новое значение пускового сопротивления не да-
ет существенных пиков тока ротора и момента двигателя, так
как управляющие импульсы в результате действия обратной
связи по напряжению закрывают тиристорный выпрямитель.
Последний шунтирующий тиристор V 83 окончательно шунти-
рует резистор Н, и выводит двигатель на характеристику,
близкую к естественной.

Так как по окончании пуска резисторы (В! - В3) полностью
зашунтированы, в установившемся режиме скольжение двига-
теля равно 2 % вместо 7-10 %, имеющих место при пуске с
активно-индуктивным сопротивлением. Таким образом, схема с
тиристорным регулятором скольжения позволяет не только
повысить производительность электропривода буровой лебедки
и исключить из схемы силовые контакторы, но и дает сущест-
венную экономию электроэнергии вследствие уменьшения со-
противления роторной цепи двигателя.

Управление электроприводом осуществляется сельсинным
командоаппаратом ёаАё . Для стабилизации характеристик
используется обратная связь по скорости. Сигнал от датчика
скольжения Йё а подается в систему импульсно-фазового уп-
равления тиристорами ё а I I и регулятор скольжения ё ё а .
6 кВ

Рис. 6.12. Функциональная схема
( ::) и механические характерис-
тики ( ) асинхронного электро-
привода буровой лебедки с тири-
сторным регулятором скольжения
на примере электродвигателя
АКСБ-15-44-6ХЛ2):

1 - естественная характеристи-
ка; 2 - характеристика на тре-
тьей ступени пускового реостата
(Вп = В3) и при полностью
открытом преобразователе ОХ;
3 - характеристика на второй
ступени пускового реостата (Вп =
= Н, + В3); 4 -характеристика
на первой ступени пускового
реостата (Вп = В, + В2 + В3); 5-
11 - характеристики двигателя
на первой ступени пускового
реостата при различных значе-
ниях напряжения управления
Система управления шунтирования резисторов ё I д управляет-
ся от логического устройства а! . В свою очередь, ё а 1 I и
ё I д получают управление от генератора импульсов высокой
частоты ЕС о .

Система управления позволяет обеспечить регулируемый
пуск двигателя с плавным нарастанием момента при нагрузке в
диапазоне от нуля до максимального момента и длительную
работу на пониженной скорости при нагрузке, равной полови-
не номинального момента, а также работу в повторно-
кратковременном режиме. Механические характеристики элект-
ропривода приведены на рис. 6.12, • .

Используемая в приводе лебедки буровых установок
БУ-2500ЭП (ДЭП), БУ-6500 и морских буровых установок по
схеме ТП-Д система двухзонного подчиненного регулирования
скорости с зависимым управлением током возбуждения состоит
из двух каналов управления: током якоря и током возбуждения
(рис. 6.13, $). Основная часть циклов спуска-подъема выполня-
ется при скоростях электропривода выше номинальной, кото-
рые обеспечиваются изменением силы тока возбуждения при
номинальной ЭДС якоря. Входной сигнал задания частоты
вращения в ручном режиме подается от сельсинного командо-
аппарата ё а , установленного на пульте бурильщика, через
аналоговый задатчик интенсивности аа , на выходе которого
при ступенчатой форме входного сигнала обеспечивается ли-
нейно нарастающее напряжение. Управление частотой враще-
ния двигателей осуществляется регуляторами ЭДС ей , скоро-
сти её и тока возбуждения е Г (7 , причем система при ослаб-
лении магнитного потока двигателя действует как система ста-
билизации ЭДС. Ускорение при разгоне определяется темпом
изменения выходного сигнала задатчика интенсивности. В свя-
зи с дискретным характером изменения нагрузки от цикла к
циклу обеспечение наиболее полного использования установ-
ленной мощности привода с целью получения максимальной
производительности требует выбора для каждого цикла соот-
ветствующей допустимой скорости перемещения талевого бло-
ка. Для автоматического поддержания постоянства мощности
привода в схеме предусмотрен регулятор мощности лебедки
ёа , которИй управляется от датчика веса КБТ 1У(7. При мак-
симально задающем сигнале сельсинного командоаппарата на-
пряжение 11 на выходе регулятора мощности ёа ограничи-
вается с увеличением веса КБТ таким образом, что сигнал за-
дания скорости 113 с будет уменьшаться. При этом мощность
привода сохраняется постоянной. Механические характерис-
тики электропривода приведены на рис. 6.13, • .

б

Рис. 6.13. Функциональная схема (::) и механические характеристики ( ) электро-
привода буровой лебедки по системе тиристорный преобразователь — двигатель и
управляемого по системе подчиненного управления (на примере электродвигателя
П2-800-177-8У2):

ёа - сельсинный командоаппарат; , Мд, М(^, М1<^, Мй, Мё - датчики соот-
ветственно тока якоря, напряжения, веса КБТ, тока возбуждения, ЭДС, скорости;
ёа , её, ё(, ей, ё( С - регуляторы соответственно мощности, скорости, тока
якоря, ЭДС, тока возбуждения; I ё ( - узел ограничения тока якорЕ] ёЁ1, ёЁ2 -
гальванические развязки; аа - задатчик интенсивности; < р - фазочувствитель-
ный выпрямитель; I - фильтр; Уё (7 - делитель сигнала веса КБТ; 1_1 э с, 1_1ВТ,
1_1	,	- сигналы соответственно задания скорости, тока якоря, тока возбужде-

ния, ЭДС; и0,т, и0,„, и0,с, и0,э, б0,тв - сигналы обратных связей соответствен-
но по току якоря, напряжению, скорости, ЭДС, току возбуждения; 1_1рм, Ыув -
выходные сигналы соответственно регуляторов мощности и тока возбуждения; 1,
2 - характеристики (1 - рабочая, 2 - пусковая)
6.5.	ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЕ МУФТЫ
И ТОРМОЗА

В зависимости от характера связи между входным
и выходным элементами электромагнитные муфты разделяются
на муфты механической связи (фрикционные), муфты элект-
ромеханической связи (ферропорошковые) с электромагнит-
ным управлением и муфты со связью через магнитное поле
(муфты скольжения).

Устройство электромагнитной муфты скольжения (ЭМС)
показано на рис. 6.14, а.

Муфта скольжения содержит две концентрически располо-
женные вращающиеся части - якорь 2 и индуктор 4, механи-
чески не связанные между собой. Одна из частей ЭМС за-
креплена на ведущем валу 6, а другая - на ведомом /. Якорь
обычно выполняется цилиндрическим, или сплошным сталь-
ным, или шихтованным. В последнем случае он всегда имеет
трех- или многофазную обмотку.

Индуктор, на котором расположена обмотка возбуждения 3,
изготовляется сплошным стальным и образует полюсную сис-
тему. Постоянный ток к обмотке возбуждения 3 подводится че-
рез контактные кольца 5. Конструкции якорей различны, так
же как и конструкции полюсной системы индуктора.

При вращении приводным двигателем ведущего вала 6 с
частотой ге1 и отсутствии тока в обмотке возбуждения 3 ведо-
мый вал / остается неподвижным. При включении постоянного
тока в обмотку возбуждения 3 возникает магнитный поток,

Рис. 6.14. Электромагнитная муфта скольжения:
а - устройство; б - механические характеристики
который наводит в якоре 2 переменную ЭДС, и в якоре 2 воз-
никает ток.

В результате взаимодействия тока якоря 2 с магнитным по-
током полюсов индуктора 4 возникает электромагнитный мо-
мент, под действием которого ведомый вал / начинает вра-
щаться в ту же сторону, что и ведущий. Величина вращающего
момента зависит от частоты вращения якоря относительно ин-
дуктора и тока возбуждения 1в. Частота вращения п2 ведомого
вала / зависит от тока возбуждения муфты и момента сопро-
тивления на этом валу. Механические характеристики ЭМС
приведены на рис. 6.14, 6.

Так как только при скольжении в якоре муфты имеются то-
ки и возникает вращающий электромагнитный момент, частота
вращения ведомого вала п2 всегда меньше, чем ведущего вала
п1. Из-за наличия скольжения во всех режимах работы такие
муфты называют электромагнитными муфтами скольжения или
реже асинхронными. Механические характеристики ЭМС с
массивным якорем в основном являются мягкими. Однако на
рабочем участке с увеличением мощности ЭМС их жесткость
возрастает.

Для получения тормозных свойств достаточно закрепить
неподвижно одну из частей муфты (обычно индуктор). Вторая
часть (обычно якорь) связана с валом, который следует тормо-
зить. В момент торможения включается ток возбуждения. Так
как скольжение при этом максимально, тормозной момент до-
стигает двух-трехкратного номинального момента муфты. По
мере снижения частоты вращения тормозной момент уменьша-
ется и к концу торможения становится равным нулю (посколь-
ку скольжение также равно нулю). Энергия торможения выде-
ляется в якоре, который следует интенсивно охлаждать. Обыч-
ную конструкцию муфты нельзя использовать в качестве тор-
моза. Для этого необходима специальная конструкция. Элект-
ромагнитные муфты и тормоза скольжения иногда называют
индукционными.

Устройство электромагнитной порошковой муфты (ЭПМ)
показано на рис. 6.15, а.

Слой ферромагнитного порошка в зазоре 5 между ведущей 4
и ведомой 6 частями представляет собой пластичную среду с
сопротивлением сдвигу, зависящим от магнитной индукции.
Это свойство использовано в ЭПМ для передачи движения от
ведущего элемента 4 к ведомому 6. Сердечник 2 обмотки воз-
буждения неподвижен и отделен воздушным зазором 3 от ве-
дущего элемента 4. Ферромагнитный порошок, заполняющий
зазор 5, повышает магнитную проницаемость зазора в 4-8 раз
а

б

в

п, об/мин

Рис. 6.15. Электромагнитные порошковая муфта и тормоз:

а - схема; б - механическая характеристика; в - зависимость момента от тока
возбуждения электромагнитной порошковой муфты; г - механическая харак-
теристика электромагнитного порошкового тормоза ТЭП-4500

в зависимости от состава наполнителя и значения магнитной
индукции в зазоре, создаваемой обмоткой возбуждения /. При
повышении тока возбуждения возрастает магнитная индукция в
зазоре 5, увеличивается тангенциальная сила, необходимая для
сдвига ведущей части относительно ведомой, и, следовательно,
вращающий момент, передаваемый муфтой. Если момент со-
противления, приложенный в ведомой части, превышает рабо-
чий момент ЭПМ, то происходит проскальзывание. При этом
значение допустимого скольжения и время, в течение которого
скольжение допустимо, определяются теплорассеивающей спо-
собностью муфты, нагревостойкостью изоляции обмотки воз-
буждения, нагревостойкостью (окисляемостью) ферромагнит-
ной смеси и допустимой температурой подшипников.

Для получения тормозных свойств достаточно закрепить
неподвижно одну из частей ЭПМ, а другую связать с валом,
который необходимо тормозить. В момент начала торможения
включается обмотка возбуждения, что вызывает затягивание
ферромагнитной смеси в зазор 5 и появление тангенциальной
силы, тормозящей ведущий вал. Энергия торможения выделя-
ется в ферромагнитной смеси и деталях, прилегающих к рабо-
чему зазору, которые необходимо интенсивно охлаждать. ЭПМ
нельзя использовать в качестве тормоза, для этого требуется
специальная конструкция.

Механическая характеристика ЭПМ (рис. 6.15, б) жесткая,
и момент, передаваемый ЭПМ при неизменном токе возбужде-
ния, практически не зависит от частоты вращения. Если же
при некоторой частоте и токе возбуждения нагрузку на валу
сцепленной ЭПМ увеличить, то при превышении моментом
сопротивления максимального момента ЭПМ произойдет сто-
порение ведомого вала. При уменьшении тока возбуждения до
некоторого значения синхронное вращение ведущей и ведомой
частей ЭПМ сохранится; при дальнейшем уменьшении тока
возбуждения частота вращения ведомой части резко падает до
значения, равного нулю. Зависимость момента ЭПМ от тока
возбуждения приведена на рис. 6.15, в.

У электромагнитного порошкового тормоза при изменении
частоты вращения вала от 0 до 100 об/мин момент практичес-
ки не меняется. Дальнейшее увеличение частоты вращения
вала приводит к уменьшению тормозного момента на 20-30 %
вследствие действия центробежных сил на частицы порошка
(рис. 6.15, г).

При разных частотах вращения ведущей и ведомой частей
ЭПМ происходит непрерывное перемешивание порошка в ра-
бочем зазоре, в результате чего разрушается окисная пленка,
покрывающая частицы порошка. Так как температура порошка
составляет 250-300 °С, окисная пленка образуется вновь. В
этих условиях порошок изнашивается, изменяются его цвет,
насыпная масса, магнитная проницаемость, сыпучесть. По мере
износа в порошке образуется окись железа, оставшиеся метал-
лические частицы оказываются густо облепленными окисью
железа, а большая часть зерен порошка состоит целиком из
этой окиси, которая обладает плохими магнитными свойствами.
Воздушные промежутки между зернами частично заполнены
пылью из окиси железа. Чем большая часть металла превра-
щается в окисел, тем меньше насыпная масса порошка, так как
объем окисла в 2,14 раза больше, чем объем металла, из кото-
рого он образовался. Большой износ порошка влечет за собой
заклинивание ЭПМ.

Применение электромагнитных муфт в электроприводе бу-
ровой лебедки, устраняя скачкообразное изменение момента,
обеспечивает плавный и интенсивный разгон привода, значи-
тельно упрощает его систему и открывает широкие возможнос-
ти внедрения в него синхронных и асинхронных с короткоза-
189
мкнутым ротором двигателей. Относительная простота конст-
рукции этих двигателей (особенно синхронных), их повышен-
ные надежность и энергетические показатели приводят к за-
метному улучшению технико-экономических показателей элек-
тропривода лебедок по сравнению с групповым приводом. Элек-
тропривод лебедки с электромагнитными муфтами позволяет
значительно повысить надежность электрооборудования, улуч-
шить условия его эксплуатации, максимально использовать
установленную мощность приводных двигателей и соответст-
венно поднять производительность, уменьшить износ механи-
ческого оборудования, а также снизить пики тока и, следова-
тельно, потерю напряжения в питающих линиях. Последнее
особенно важно для мощных приводов лебедки буровых уста-
новок тяжелого типа.

Кроме того, электромагнитные муфты позволяют в наи-
большей степени осуществить унификацию буровых установок с
дизельным и электрическим приводами, относительно просто ре-
шить вопросы автоматизации управления приводом лебедки с
возможностью форсирования переходных процессов, что обес-
печивает повышение производительности подъемных операций.

В электроприводе лебедки электромагнитные муфты уста-
навливаются между приводными двигателями и трансмиссией.
При производстве спуско-подъемных операций приводной дви-
гатель работает в режиме постоянного вращения на естествен-
ной характеристике.

Привод лебедки пускают включением электромагнитной
муфты путем подачи тока в обмотку возбуждения. Систему уп-
равления можно выполнить автоматической или полуавтомати-
ческой с возможностью оперативного вмешательства буриль-
щика. Формирование необходимых динамических характерис-
тик можно получить, регулируя ток возбуждения.

Привод с электромагнитными муфтами обеспечивает непре-
рывный переход от натяжения талевой системы к подъему ин-
струмента, остановку колонны бурильных труб на заданной
высоте, полную загрузку приводных двигателей и равномерное
распределение нагрузки между ними при двухдвигательном
приводе.

В качестве вспомогательных тормозов буровых лебедок
применяются гидравлические и электрические тормоза. Иногда
для торможения могут быть использованы приводные дви-
гатели лебедки. Наиболее целесообразным типом вспомога-
тельного тормоза буровой лебедки является электромагнитный
тормоз.

В электромагнитных индукционных и порошковых тормозах
вся энергия торможения превращается в теплоту, для отвода
которой предусматривается водяное или реже воздушное ох-
лаждение. Относительно простая конструкция, отсутствие
фазной обмотки, плавность торможения, удобство и легкость
управления тормозным моментом позволяют считать электро-
магнитные тормоза наиболее перспективными тормозными уст-
ройствами для буровых лебедок.

Электромагнитные тормоза обычно сочленяются с валом ба-
рабана лебедок с помощью шинно-пневматических муфт. Сис-
тема водяного охлаждения устанавливается рядом или выно-
сится за пределы буровой площадки. Станция управления элек-
тромагнитным тормозом может быть расположена в любом
удобном месте на буровой установке или за ее пределами. Уп-
равление тормозом производится с пульта бурильщика и при
необходимости может быть связано с рукояткой механического
тормоза.

Управление процессом торможения при спуске инструмента
осуществляется изменением тока возбуждения электромагнит-
ного тормоза. Систему управления так же, как и в электромаг-
нитных муфтах, можно выполнить автоматической или полуав-
томатической с возможностью оперативного вмешательства бу-
рильщика.

Основное преимущество электромагнитных тормозов заклю-
чается в возможности плавного регулирования в широких пре-
делах тормозного момента, а также относительной простоте и
легкости автоматизации процесса торможения.

Технические характеристики отечественных электромаг-
нитных муфт и тормозов для буровых установок приведены в
табл. 6.4.

Таблица 6.4

Технические характеристики электромагнитных муфт и тормозов

Тип муфы или тормоза	м , ном’ кН-м	м , шах’ кН-м	Г) '‘ном’ об/ мин	р  возб’ кВт	Мас- са, кг	Момент инерции, кг-м2
МЭП-800  ТЭП-4500  ТЭП-7500	Ферро  1  5  12	порошковы  8  45  75	е муфты  1000  550  500	тормоза 0,20 2,0 3,0	1600  4000  6500	2,0 3,75 15

Электромагнитные муфты скольжения и тормоза

ЭМС-750	7,5	16,0	750	4,0	3400	7,75
ИЭМ-630	6,3	12,6	750	4,2	2400	6,7
ИЭМ-800	8,0	16,0	750	5,4	2900	8,4
ЭМТ-4500	45,0	60,0	500	16,25	6000	26,0
ИЭТ-4500	45,0	65,0	500	8,8	6000	29,0
В качестве примера буровой установки с электромагнитной
муфтой и тормозом можно привести БУ-2500БрЭ. Привод бу-
ровой лебедки в ней осуществляется синхронным двигателем
типа СДЗБ-42-8 (450 кВт, 6 кВ, 750 об/мин). Синхронные
двигатели для привода буровой лебедки аналогичны двигателям
привода буровых насосов. Вал этого двигателя соединен с
трансмиссией, от которой движение передается ротору посред-
ством электромагнитной муфты скольжения типа ЭМС-750
(либо ИЭМ-800). Ток возбуждения синхронного двигателя и
электромагнитной муфты скольжения регулируется автомати-
чески с помощью раздельных регуляторов.

6.6.	ЭЛЕКТРОПРИВОД
СПУСКО-ПОДЪЕМНОГО АГРЕГАТА
В РЕЖИМЕ СПУСКА

Режимы работы, требования к электроприводу.
Электропривод спуско-подъемного агрегата при спуске КБТ и
обсадных труб может осуществляться:

от приводного электродвигателя спуско-подъемного агрегата,
используемого в режиме рекуперативного или динамического
торможения;

от индивидуального электромагнитного тормоза индукционно-
го или ферропорошкового типа, установленного на подъемном
валу лебедки (в зарубежной практике для легких установок элек-
тромагнитный тормоз применяют с ускоряющей передачей).

В случае применения электродвигателя постоянного тока
можно получить вполне удовлетворительные характеристики
системы торможения при условии полного использования его
регулировочных свойств и допустимых перегрузок. Поскольку
потери на трение в талевой системе и подшипниках подъемно-
го вала составляют значительную величину, мощность, необхо-
димая для торможения КБТ при сопоставимой скорости пере-
мещения, значительно меньше мощности, расходуемой на
подъем.

К основным параметрам привода относятся максимальная и
минимальная частоты вращения при спуске. Однако, полагая,
что электродвигатель выбран из условия подъема КБТ, эти
параметры также не могут быть независимыми.

Расчетные значения минимальной и максимальной скоро-
стей используют для проверки возможности применения элек-
тродвигателя в тормозных режимах: если предельная частота
192
вращения меньше заданной, следует либо увеличить мощность
двигателя, либо принять меньшую по сравнению с заданной
скорость спуска.

Выбор скорости V спуска колонны номинального веса (Д и
закона регулирования V = /((?) зависит от ряда условий. Для
обеспечения наибольшей производительности при спуске час-
тоту вращения нужно принимать близкой к предельной из со-
ображений номинального нагрева двигателя. Для системы ди-
намического торможения следует также учитывать, что выбор
скорости спуска определяют мощность и габариты сборки ре-
зисторов. Для реализации предельных возможностей двигате-
ля необходимо использовать кратковременное увеличение не
только тока, но и ЭДС в допустимых пределах.

Применение электродвигателя переменного тока в качестве
электротормоза в серийных буровых установках не реализует-
ся вследствие значительного усложнения схемы и необходимо-
сти торможения через цепную передачу.

При использовании в составе спуско-подъемного агрегата
индивидуального электромагнитного тормоза комплекс его па-
раметров (высшая скорость спуска, основные точки механичес-
кой характеристики и номинальная мощность) выбирается не-
зависимо от параметров привода в режиме подъема.

Основными расчетными режимами электромагнитного тор-
моза являются:

1)	при номинальном токе возбуждения (1ВН) с определенной
относительной продолжительностью включения - соответст-
вующий режиму спуска КБТ номинального веса;

2)	при максимальном (форсированном) токе возбуждения
(кратковременно) - соответствующий интенсивному замедле-
нию колонны номинального веса до посадочной скорости;

3)	при промежуточном значении тока возбуждения - соот-
ветствующий режиму спуска обсадной колонны номинального
веса.

Основным расчетным является режим, соответствующий
режиму спуска колонны номинального веса (при Мтя) с но-
минальной заданной скоростью Vя. По этому режиму и от-
носительной продолжительности включения ПВ (%) опреде-
ляют эквивалентную мощность тормоза Ртэ в длительном ре-
жиме:

Р = мт.»п»пв	(6.11)

9,55-100

где ген - номинальная частота вращения вала тормоза, мин-1;
Мтн - номинальный момент на валу тормоза, кН-м.
Для различных типов буровых установок значения скорости
спуска КБТ составляют 2,5-е-З м/с. В осложненных условиях
бурения и при спуске обсадной колонны значение скорости
спуска может составлять 0,2ч-0,5 м/с.

Для интенсивного замедления КБТ желательно обеспечить
''/гк = (К4-5-1,5)МТН. При этом обязательным является следу-
ющее требование: момент, создаваемый тормозом, должен быть
больше момента, обусловленного максимальным весом колонны
обсадных труб.

В процессе спуска инструмента нередко возникает необхо-
димость экстренного торможения. Путь торможения обычно
задается, и электромагнитные тормоза должны обеспечить на-
дежное торможение на этом участке. Высокая кратность мак-
симального момента электромагнитных тормозов при форсиро-
вании возбуждения позволяет производить экстренное тормо-
жение до полной остановки при порошковых тормозах и до
ползучих скоростей при индукционных.

Расчетные значения тормозных моментов и частоты враще-
ния электротормозов буровых установок нормального ряда
приведены в табл. 6.5.

Выбор параметров электромагнитного тормоза завершается
проверочным расчетом его теплового режима и оценкой габа-
ритной мощности. Учитывая повторно-кратковременный режим
использования тормоза, за основу расчета принимают метод
определения эквивалентного значения рассеиваемой мощности.

Системы управления электроприводом спуско-подъемного
агрегата в режиме спуска. При отсутствии возможности тор-
можения приводным двигателем на буровых установках приме-
няются электромагнитные тормоза индукционного или ферро-
порошкового типа.

Управление током возбуждения индукционного тормоза

Таблица 6.5

Расчетные значения тормозных моментов и частоты вращения
электротормозов буровых установок нормального ряда

Параметры	Класс буровой установки							
	2	3	4	5	6	7	8	9
Отах, кН	1000	1250	1 600	2 000	2 500	3 200	4 000	5 000
Ми, кН-м	16 200	20 000	25 000	28 300	33 000	42 500	60 000	85 000
Ч,.,. кН-м	23 500	29 200	36 700	41 000	48 000	61 500	85 000	122 500
”тах> МИН ‘	580	580	600	490	510	510	460	400
пн, мин 1	233	233	240	243	255	255	230	200
пп, мин-1	50	50	52	52	55	55	49	42,5
Примечание. пн - номинальная массы; пп - посадочная скорость.				скорость спуска КБТ наибольшей				
ЭМТ (рис. 6.16) осуществляется от тиристорного преобразо-
вателя ТП. Задающий сигнал поступает в суммирующий уси-
литель СУ от сельсинного командоаппарата СК, обратная
связь по току - с добавочного сопротивления в цепи обмотки
возбуждения ОБ ЭМТ, обратная связь по скорости - с тахоге-
нератора ВК. Управление тиристорным преобразователем
осуществляется от системы импульсно-фазового управления
СИФУ. Схема управления электромагнитным тормозом обес-
печивает свободный разгон КБТ под действием собственнго
веса, автоматическое поддержание заданной установившейся
скорости, интенсивное торможение КБТ при подходе к столу
ротора. Перед началом спуска КБТ удерживается во взвешен-

Рис. 6.16. Функциональная схема управления током возбуждения индукционного
тормоза О и механические характеристики ( ) (на примере тормоза ЭМТ-
4500):

1~4 ~ характеристики соответственно при токе возбуждения, равном 1; 0,75;
0,5 и 0,25 номинального тока возбуждения; 1~У - то же при наличии обрат-
ной связи по скорости для различных положений командоаппарата
ном состоянии механическим тормозом. Тиристоры остаются за-
крытыми отрицательным смещением суммирующего усилителя.
Сельсинный командоаппарат СКА находится в нулевом поло-
жении. При снятии механического тормоза начинается быст-
рый разгон колонны и в обмотке обратной связи по скорости
появляется ток, что вызывает быстрый рост тока возбуждения
ЭМТ и, следовательно, его тормозного момента. Скорость уве-
личивается до тех пор, пока тормозной момент не достигнет
значения, равного статическому моменту, после чего скорость
поддерживается постоянной. При подходе элеватора к ротор-
ному столу система переводится в режим замедления (фор-
сирование возбуждения) при помощи СКА, с помощью которо-
го оператор устанавливает необходимое значение тормозного
момента. После остановки КБТ рукоятка СКА возвращается в
исходное положение. Уставка скорости спуска регулируется
бурильщиком вручную в зависимости от конкретных условий.

Механические характеристики индукционного тормоза при-
ведены на рис. 6.16, б.

Структура системы управления ферропорошковым тормозом
аналогична рассмотренной для индукционного тормоза, однако
дополнена аппаратурой, позволяющей использовать тормоз в
качестве пассивного регулятора подачи долота.

Схема управления тормозом (рис. 6.17, а) построена на ди-
одно-тиристорном регуляторе, выполненном в виде двухфазного
однополупериодного выпрямителя на диодах У 1)3 и УИ4, к вы-
ходу которого последовательно с обмоткой возбуждения тормоза
ОВ (ТЭП) подключен регулирующий тиристор У51. Управ-
ляющий электрод тиристора У51 зашунтирован вспомогатель-
ным тиристором У52, цепь управления которого подключена к
узлу задания нагрузки на долото, а управляющий электрод
шунтирован тиристором У53', цепь управления послед- него
соединена с узлом скорости спуска, состоящим из ряда после-
довательно включенных стабилитронов У 1)6 - УИЮ и тахоге-
нератора ВК, установленного на валу тормоза. Поскольку
ферропорошковый тормоз имеет большую постоянную времени
и при его выключении бурильщику трудно оперативно управ-
лять лебедкой, схема предусматривает интенсификацию раз-
магничивания тормоза путем подачи в обмотку возбуждения
напряжения обратной полярности через диоды УИ1, У 1)2.

Значительная пульсация выпрямленного тока, характерная
для однополупериодного выпрямителя, в данном случае играет
положительную роль, предотвращая слипание частичек фер-
ромагнитного порошка.

Диод УИ5 служит для того, чтобы сигнал от тахогенерато-
ра не поступал в систему управления тормозом при подъеме
КБТ.

Система управления тормозом обеспечивает регулирование
скорости спуска КБТ в диапазоне 0,5-5-2,5 м/с. Механические
характеристики ферропорошкового тормоза приведены на рис.
6.17, 6.

Для буровых установок, оснащенных индивидуальными
элек-троприводами основных механизмов, спуск КБТ может
осуществляться в режиме динамического торможения. При
этом двигатель МЛ (рис. 6.18, а) при спуске КБТ работает

М, кН-м

60

200	400 мин

Рис. 6.17. Принципиальная схема управления О и механические характеристи-
ки ( ) ферропорошкового тормоза (на примере ТЭП-45):

К - резисторы; 8А - переключатели; УВ1-УВ5 ~ диоды; 1/5" - тиристоры;
УО6-УО10 - стабилитроны; ВН - тахогенератор; 1,2- характеристики при
токах возбуждения соответственно 7в1 и /в2 (7в1 > /в2)
как генератор, нагруженный на сопротивление динамического
торможения 7?дт. Управление моментом и скоростью осуществ-
ляется регулированием тока в обмотке возбуждения ОВ (МЛ).
В режиме спуска, как и при подъеме, рациональным является
режим постоянной мощности.

Система управления динамическим торможением состоит из
трех контуров. Первый внутренний контур включает датчик
тока возбуждения ДТВ, ячейку гальванической развязки ЯГР,
регулятор тока возбуждения РТВ и тиристорный преобразова-
тель ТПВ - контур регулирования тока возбуждения. Во второй
контур входят тахогенератор ВК, датчик скорости ДС, блок огра-
ничения тока возбуждения УОВ, с помощью которого изменя-

ла

ОВ(МЛ)

Рис. 6.18. Функциональная схема (;’) и электромеханические характеристики
( ) динамического торможения электродвигателя постоянного тока буровой ле-
бедки (на примере двигателя П2-800—177—8У2):

1 - номинальный ток якоря (момент) двигателя; 2 - максимально допустимый
ток якоря (момент) двигателя; <р* - магнитный поток возбуждения, отн.ед.
ется уровень ограничения напряжения на выходе регулятора ско-
рости спуска РСС, и подчиненный этому контуру первый контур.

На вход регулятора скорости РСС сигналы управления по-
ступают по двум каналам: в основном режиме (разгон на спуск
и движение на установившейся скорости) по каналу обратной
связи по скорости через узел нелинейности УН и узел умно-
жения УП, а в режиме замедления - по каналу форсирования
торможения. По первому каналу задающее воздействие на ре-
гулятор скорости спуска подается в функции веса КБТ. Это
воздействие формируется датчиком веса ДВ, узлами запирания
УЗ, коррекции УК, нелинейности УН и умножения УП. При
управлении по этому каналу производится разгон системы на
спуск и автоматический выход на оптимальную установившую-
ся скорость спуска. По второму каналу оператор управляет
режимом замедления системы в конце цикла спуска или в
любой желаемый момент времени. Управление по второму ка-
налу осуществляется от сельсинного командоаппарата тормо-
жения С КТ через фазочувствительный выпрямитель ФВ. При
этом обеспечивается форсированное нарастание тока возбуж-
дения .

Механические и электромеханические характеристики дви-
гателя постоянного тока буровой лебедки в режиме динамичес-
кого торможения приведены на рис. 6.18, б.

6.7.	АВТОМАТИЧЕСКИЕ РЕГУЛЯТОРЫ
ПОДАЧИ ДОЛОТА

Под подачей долота понимают последовательное
опускание верхней точки КБТ, осуществляемое в процессе
разрушения породы. В установившемся режиме бурения ско-
рость подачи долота должна быть равна скорости разбурива-
ния породы. Если скорость подачи долота превосходит ско-
рость разбуривания породы, то возрастает нагрузка на забой,
что может повлечь за собой искривление ствола скважины или
поломку бурильных труб. Если скорость подачи долота меньше
скорости разбуривания, то нагрузка на забой уменьшается, что
снижает скорость бурения.

При ручной подаче по показаниям приборов (амперметра в
цепи статора бурового двигателя и индикатора веса) периоди-
чески растормаживают барабан лебедки, что приводит к подаче
долота. Ручным способом трудно получить плавную и равно-
мерную подачу долота. Эта задача решается применением ав-
томатических регуляторов подачи долота.

При использовании автоматических регуляторов долото по-
дается на забой автоматически в зависимости от параметров,
характеризующих режим бурения, например давления на за-
бой или тока статора бурового двигателя.

В зависимости от места расположения автоматические ре-
гуляторы подачи долота бывают наземными или глубинными
( погружными).

Наземные автоматические регуляторы подачи по конструк-
тивному признаку силового узла разделяют на электромашин-
ные, гидравлические и фрикционные. Если конструкция сило-
вого узла позволяет только опускать КБТ с различной скоро-
стью, то такие автоматические регуляторы называют пассив-
ными. Если же имеется возможность не только опускать, но и
поднимать КБТ, то такие регуляторы называют активными.

Электромашинные регуляторы подачи долота РПДЭ-3,
РПДЭ-7, РПДЭ-8 предназначены для поддержания режимов
бурения скважин при турбинном и роторном бурении. Они
входят в комплект серийных буровых установок последних
выпусков (РПДЭ-7 для морских буровых установок). Регулято-
ры обеспечивают режим поддержания заданного значения на-
грузки на долото (веса инструмента на крюке), т.е. основной
режим, и режим поддержания заданного значения скорости
подачи или подъема инструмента, т.е. вспомогательный режим.
Регуляторы подачи долота РПДЭ-7 и РПДЭ-8 оснащены элек-
троприводом по системе ТП-Д, а РПДЭ-3 - по системе Г-Д.

Объектом регулирования в автоматической системе подачи
долота является буровой инструмент в соприкосновении с по-
родой. Входной величиной для объекта регулирования служит
скорость подачи, а выходной (регулируемой величиной) - на-
грузка на долото.

В серийно выпускаемых регуляторах подачи электромашин-
ного типа использован способ поддержания нагрузки на долото
путем формирования скорости подачи как величины, пропор-
циональной рассогласованию между текущим и заданным зна-
чением нагрузки. При этом нагрузка на долото является раз-
ностью между полным весом КБТ и усилием на крюке.

Функциональная схема регулятора подачи долота РПДЭ-8
приведена на рис. 6.19.

Регулятор включает в себя датчик веса 3, устанавливаемый
на неподвижном конце талевого каната 2 и служащий для из-
мерения веса на крюке.
Рис. 6.19. Функциональная схема регулятора подачи долота РПДЭ-8:

1 ~ бурильный инструмент; 2 - талевый канат; 3 ~ датчик веса; 4 - буровая
вышка; 5 - барабан лебедки; 6 - цепная передача; 7 - редуктор; 8 - электро-
двигатель

Разность между сигналом задания 13зв и сигналом 13в, по-
ступающим от датчика веса, воздействует на регулятор веса
РВ, выходной сигнал которого в свою очередь является сигна-
лом заданного значения ЭДС электродвигателя (в установив-
шемся режиме это сигнал заданного значения скорости пода-
чи долота) регулятора ЭДС РЭ.

Таким образом, изменение усилия на крюке при бурении
приводит к изменению сигнала на выходе регулятора РВ, яв-
ляющегося задающим сигналом для контура регулирования
частоты вращения.

Система управления электроприводом состоит из двух кон-
туров регулирования. Внутренний контур регулирования тока -
включает в себя регулятор тока РТ, систему импульсно-фазового
управления СИФУ, тиристорный преобразователь ТП и датчик
тока ДТ; внешний контур регулирования ЭДС состоит из ре-
гулятора ЭДС РЭ, контура регулирования тока и датчика ЭДС
ДЭ. Сигнал, пропорциональный ЭДС двигателя, получают как
разность сигналов датчиков напряжения ДН и датчика тока ДТ.
Система автоматического регулирования нагрузки на долото
работает по принципу отклонения. Отклонение нагрузки от
заданного значения через систему управления электропривода
изменяет скорость подачи долота и восстанавливает нагрузку
на долото до заданного значения.

Реверсирование электродвигателя М производится пере-
ключателем 5А, с помощью которого изменяется полярность на
зажимах обмотки возбуждения ОВ. Стабилизация тока возбуж-
дения осуществляется регулятором РТВ, который через систе-
му импульсно-фазового управления С И ФУ воздействует на
тиристорный возбудитель ТВ. На вход регулятора РТВ посту-
пает разность сигналов заданного тока возбуждения II3 тв и
датчика тока возбуждения ДТВ.

Для защиты электрических цепей от КЗ используются ав-
томатические выключатели <^)Р.

В системе управления предусмотрены также следующие ви-
ды защит:

защита тиристорного преобразователя от коммутационных
перенапряжений;

быстродействующая защита от аварийных перегрузок по то-
ку;

защита при превышении максимально допустимой скорости
приводного электродвигателя;

защита от перегрузки талевой системы буровой установки с
помощью регулируемой системы ограничения стопорного тока
электродвигателя.

К основным параметрам электропривода РПДЭ относятся
установленная мощность привода и максимальная частота вра-
щения, соответствующая максимальной скорости КБТ. Совме-
щение функций регулятора подачи и аварийного привода, рас-
считанного на подъем КБТ максимального веса со скоростью,
достаточной для предотвращения осложнений в стволе сква-
жины, приводит к тому, что параметры электропривода регу-
лятора подачи долота выбираются не по основному, а по ава-
рийному режиму.

Кроме того, электропривод регулятора подачи долота ис-
пользуется для подъема и кратковременного приложения макси-
мальной нагрузки при монтаже и испытаниях буровой вышки.

На буровых установках в зависимости от максимальной гру-
зоподъемности используются приводные электродвигатели
РПДЭ мощностью 55, 75 и 90 кВт с номинальной частотой
вращения 1000-1180 мин-1.

Опыт эксплуатации РПДЭ показал, что используемый в
них способ регулирования дает удовлетворительные результа-
202
ты при проходке относительно мягких однородных пород. При
бурении твердых и неоднородных пород вследствие сложной
динамической зависимости между нагрузкой на долото и меха-
нической скоростью подачи верхнего конца КБТ в системе
управления могут возникать автоколебательные процессы.
Кроме того, использование специального датчика веса на не-
подвижном конце талевого каната снижает надежность работы
электропривода, обусловливает невысокую точность измерений
и создает эксплуатационные неудобства из-за необходимости
снятия датчика при замене каната с последующей тарировкой
измерительных устройств.

Одним из перспективных направлений совершенствования
способа формирования задающего воздействия при регулиро-
вании осевой нагрузки на долото в процессе бурения и управ-
ления этим процессом применительно к электромашинным ре-
гуляторам является отказ от использования датчика веса и ис-
пользование косвенной оценки регулируемого параметра по
величине тока якоря исполнительного двигателя и математиче-
ской модели процесса, а также создание прогнозирующих ре-
гуляторов. Техническая реализация таких регуляторов связана
с применением средств вычислительной техники.

6.8.	ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МЕХАНИЗМОВ
БУРОВЫХ УСТАНОВОК

К вспомогательным механизмам буровых установок
относят оборудование для механизации и автоматизации спус-
ко-подъемных операций и погрузочно-разгрузочных работ,
обеспечения сжатым воздухом пневматического управления
буровыми механизмами, приготовления и очистки промывочно-
го раствора. Номенклатура, число и установленная мощность
приводов вспомогательных механизмов определяются классом
и назначением буровой установки.

Привод большей части вспомогательных механизмов осуще-
ствляется асинхронными электродвигателями с короткозамкну-
тым ротором напряжением 380 В. Для пуска, защиты и оста-
новки электродвигателей применяют низковольтные комплект-
ные устройства.

Современные буровые установки оснащаются комплексом
механизмов типа АСП, который предназначен для механиза-
ции и частичной автоматизации спуско-подъемных операций.
Комплекс обеспечивает:

совмещение во времени подъема и спуска КБТ и незагру-
женного элеватора с операциями установки свечи на подсвеч-
ник, выноса ее с подсвечника, а также развинчиванием или
свинчиванием свечи с КБТ;

механизацию установки свечей на подсвечник и вынос их к
центру, а также захват или освобождение КБТ автоматичес-
ким элеватором.

Перечень основных операций, выполняемых механизмами
АСП, приведен в табл. 6.6.

В качестве привода тележки и стрелы механизмов АСП
применены асинхронные двигатели с короткозамкнутым рото-
ром крановой серии (3,5 кВт, 380 В, 870 об/мин при ПВ =
= 25 %). Принципиальная схема управления механизмами
АСП показана на рис. 6.20. На схеме наряду с электродвига-
телями тележки (ДТ) и стрелы (ДС) показаны их тормозные
устройства с электроприводом (ДГТ и ДГС), работающие в
режиме динамического торможения.

Напряжение на цепи управления подается через автомати-
ческий выключатель А2. Перемещением тележки или стрелы
управляют с помощью соответствующего командоаппарата
(ККТ или ККС) в нужное положение (вправо, влево, назад
или вперед). Остановка полностью зависит от оператора.
Включают и отключают двигатели ДТ и ДС пускатели с теп-
ловой защитой ПЛ, ПП, ПВ и ПН. Исходным (нулевым) по-
ложением тележки и стрелы считают положение, когда те-
лежка находится точно между магазинами, а стрела - в край-

Таблица 6.6

Основные операции, выполняемые механизмами АСП

Механизм	Выполняемая операция
Специальная талевая сис- тема  Механизм подъема  Механизм захвата  Механизм расстановки свечей  Направляющие канала и центратора  Автоматический элеватор  Магазин и подсвечник	Подъем и спуск КБТ  Приподъем и опускание отдельной отвернутой свечи  Захват и удержание отвернутой свечи во вре- мя подъема, спуска и переноса ее от центра скважины на подсвечник и обратно Перемещение свечи от центра скважины на подсвечник и обратно  Удержание верхней части свечи в центре вышки при свинчивании и развинчивании Автоматический захват и освобождение КБТ при спуске и подъеме  Удержание в вертикальном положении све- чей, отвинченных и установленных в опреде- ленном порядке
Рис. 6.20. Принципиальная схема управления механизмами АСП

нем, отведенном от центра скважины (в этом положении на-
жат конечный выключатель ВКС1). Для выдвижения стрелы
вперед оператор переводит командоконтроллер ККС в поло-
жение “вперед”, при этом включается пускатель ПВ и под-
ключает двигатель стрелы ДС к сети. Стрела выдвигается до
упора в свечу.

Для защиты двигателя от стопорного режима служит шари-
ковая муфта, которая в момент упора стрелы в свечу начинает
проворачиваться.

Оператор поворотом командоконтроллера ККС в нулевое
положение отключает двигатель ДС от сети. Движение стре-
лы назад происходит аналогично.

Схема управления тележкой аналогична схеме управления
стрелой. Контакты командоконтроллера ККТ включают пуска-
тели ПП (вправо) или ПЛ (влево) в зависимости от выбран-
ного магазина. Точность остановки тележки напротив любой
из кассет зависит от оператора.

В цепях управления тележкой и стрелой имеются блоки-
ровки, которые не допускают одновременного включения пус-
кателей ПП и ПЛ, ПВ и ПН, а также блокировки от удара
талевым блоком по стреле. Блокировки осуществляются при
помощи конечных выключателей ВКС1 и ВКС2. Конечный
выключатель ВКС1 срабатывает, когда стрела полностью уб-
рана от центра скважины, выключатель ВКС2 - когда стрела
выдвинута на 1,5 м от нулевого положения.

Для сигнализации положения стрелы служат лампы ЛК и
ЛЗ. Кратковременное включение двигателя тележки при не
полностью убранной стреле возможно с помощью кнопки КТ.

Для привода вспомогательной лебедки используют асин-
хронный электродвигатель с фазным ротором крановой серии
(16 кВт, 380 В, 960 об/мин при ПВ = 25 %). Для плавного
пуска и кратковременного регулирования скорости в цепь ро-
тора двигателя включены резисторы; управление осуществля-
ется контроллером. На морских буровых установках в
приводе вспомогательной лебедки используется двигатель по-
стоянного тока, который питается от тиристорного преобразо-
вателя.

В зависимости от типа буровой установки, глубины буре-
ния, сложности технологического процесса проводки скважины
циркуляционные системы очистки и приготовления буровых
растворов комплектуют определенным набором унифицирован-
ных блоков емкостей, механизмов и устройств. Эти комплекты
включают: блок очистки, блок химреактивов, блок дегазатора,
блок приготовления буровых растворов, блок долива скважи-
ны, блок подпорных насосов, емкость для воды и другое обору-
дование. Как правило, электроприводы основных механизмов
циркуляционных систем нерегулируемые. Широкое внедрение
частотно-регулируемых электроприводов переменного тока,
осуществляемое в последние годы благодаря созданию новых
элементов силовой полупроводниковой техники, позволяет пе-
ресмотреть принципы построения электроприводов вспомога-
тельных механизмов, нуждающихся в регулировании частоты
вращения. Впервые преобразователи частоты для регулирова-
ния частоты вращения вспомогательных механизмов на буро-
вой установке применила фирма Еиешепз для механизмов цир-
куляционной системы. В контейнере электрооборудования, по-
ставляемом фирмой для наземных буровых установок, были
установлены три преобразователя частоты на базе автономного
инвертора со звеном постоянного тока (81МОУЕРТ-А) для
пескоотделителя, илоотделителя и насоса для приготовления
бурового раствора.
6.9.	ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ СОВРЕМЕННЫХ
МОДЕЛЕЙ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
С ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ

И ДИЗЕЛЬ-ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ ПРИВОДОМ

Буровые установки новых современных моделей
оснащаются приводами, имеющими следующие буквенные обо-
значения: Э - электрический привод, частично регулируемый;
ЭП - регулируемый полностью привод постоянного тока (обо-
значение, используемое Волгоградским заводом буровой техни-
ки); ЭР - регулируемый полностью привод постоянного тока
(обозначение, используемое Уралмашзаводом); ДЭП, ДЭР -
дизель-электрический привод постоянного тока (регули-
руемый); У - универсальная монтажеспособность; К - кусто-
вое бурение; М - модернизированный вариант.

Основные параметры буровых установок современных моде-
лей приведены в табл. 6.7.

ОАО “Уралмаш” по предложению нефтяников и газовиков
в последние годы разработаны комплектные буровые установки
с регулируемым электроприводом. Создан ряд блочно-
модульных установок кустового бурения БУ-3200/200 ЭК-БМ,
БУ-3900/225 ЭК-БМ и БУ-4500/270 ЭК-БМ. Установки при-
способлены для бурения как вертикальных, так и горизон-
тальных скважин. Модули установок полной заводской готов-
ности включают все коммуникации, межмодульные соединения
выполнены быстроразъемными.

Одним из достоинств установок является применение новых
лебедок серии ЭТ, которые могут устанавливаться на буровых
установках с электроприводом постоянного тока грузоподъем-
ностью от 125 до 500 т. Все они построены по единой кинема-
тической схеме, а именно: барабан лебедки через двухскорост-
ную коробку передач соединен с одним или двумя быстроход-
ными двигателями постоянного тока, на среднем быстроходном
валу коробки передач установлен дисковый тормоз с пневмати-
ческим или гидравлическим приводом, в конструкции отсутст-
вуют шинно-пневматические муфты. Благодаря тому, что
функцию основного тормоза выполняют двигатели лебедки,
дисковый тормоз используется только для фиксации груза в
неподвижном положении, его тормозные шкивы и колодки
практически не изнашиваются.

Электродвигатели лебедки, кроме основного режима подъе-
ма инструмента, имеют режим его торможения при спуске
Таблица 6.7

Основные параметры буровых установок современных моделей

Шифр установки	Условная глубина бурения, м	Допусти- мая на- грузка на крюке, кН	Расшифровка буквенного обозначения типа уста- новки
Установки с электрическим приводом			
БУ-1600/100-ЭУ	1600	1000	Электрическая универ- сальной монтажеспособ-  ности
БУ-1600/100-ЭП	1600	1000	Электрическая с электро- приводом постоянного то- ка
БУ-2500/160-ЭП	2500	1600	То же
БУ-2500/160-ЭПК	2500	1600	То же, кустовая
БУ-2900/200- ЭПКБМ	2900	2000	То же, кустовая в блочно- модульном исполнении
БУ-3200/200-ЭУ-1	3200	2000	Электрическая с частично регулируемым электро- приводом, универсальной монтажеспособности
БУ-3200/200-ЭУК- 2М	3200	2000	То же, для кустового буре- ния, модернизированная
БУ-3200/200-ЭУК-  ЗМА2	3200	2000	То же, для кустового буре- ния, модернизированная с электроприводом постоян- ного тока
БУ-5000/320-ЭР	5000	3200	Электрическая с электро- приводом постоянного то- ка
БУ-6500/400-ЭР	6500	4000	То же
Установки с дизель-электрическим приводом			
БУ-2500/160-ДЭП	2500	1600	Дизель-электрическая, с электроприводом постоян- ного тока
БУ-2900/175-ДЭП	2900	1750	То же
ПУОС-320’	5000	3200	
ПУОС-500’	6500	5000	
* ('\О( - совместное производство ТТга1п1а811 + Ма11опа1 ОП-АУеП + Са1егрШаг.			

вплоть до полной остановки и удержания. В режиме подъема
инструмента двигатели имеют идеальную характеристику с
полным использованием установленной мощности и регулиро-
ванием скорости подъема от 0 до 100 %.

В лебедке предусмотрено дистанционное управление с по-
мощью командоконтроллера, что сводит к минимуму затраты
физического труда. Переключение передач с “быстрой” на
“медленную” производится крайне редко, так как в больший -
стве случаев всю работу с бурильной колонной можно вести
на “быстрой” передаче.

В случае аварийного отключения электроэнергии двигатели
могут выполнить подъем инструмента, работая от аварийной
электростанции мощностью 200 кВт.

Меньшие габариты и масса новых лебедок позволяют со-
кратить габариты и массу металлоконструкций оснований, а
также улучшить условия монтажа и перевозки этих узлов. Пе-
ревозка модулей установки с куста на куст осуществляется на
полуприцепах типа КЗКТ-9101 и тягачами типа МАЗ-537 или
КЗКТ-7428.

Для кустового бурения газовых скважин применительно к
условиям полуострова Ямал разработана буровая установка
БУ-5000/320 ЭУК-Я, в которой используется ряд положитель-
ных решений установки БУ-4500/270 ЭУК-БМ, а именно: ус-
тановка имеет привод постоянного тока, эшелонное располо-
жение блоков, утепленные полы и укрытия, лебедку серии ЭТ.

Новые буровые установки, разработанные ОАО “Уралмаш”,
общего назначения для бурения разведочных и эксплуатацион-
ных скважин с дизель-электрическим приводом БУ-6500/450
ДЭР (ЭР) и БУ-8000/500 ДЭР (ЭР) имеют электроприводы
постоянного тока. Особенностью этих моделей является при-
менение новых буровых лебедок серии ЭТ и современной цир-
куляционной системы с четырехступенчатой системой очистки.

Установки укомплектованы комплектом механизмов автома-
тизации спуско-подъемных операций АСП и устройством для
экстренной эвакуации верхнего рабочего. Ротор оснащен пол-
ным набором захватных устройств для работы с трубами диа-
метром от 60,3 до 508 мм.

Для облегчения труда персонала установки оборудованы
комплексом механизмов типа АСП-ЗМ5-500, пневмоклиньями,
гидроключом, приспособлением для расстановки утяжеленных
бурильных труб, площадкой для центрирования обсадных
труб, подъемными средствами в помещениях буровой лебедки и
циркуляционной системы, а также на каждом буровом насосе.

ОАО “Уралмаш” освоено семь типов различного бурового
оборудования как для стационарных платформ, так и для са-
моподъемных и полупогружных буровых установок и буровых
судов.

Комплект поставки для морского бурения включает в себя
следующее основное оборудование:

буровую вышку (полностью оснащенную);

талевую систему;

вертлюги;
роторы с проходным отверстием в стволе 700, 950 и
1260 мм;

электронасосные агрегаты с буровыми насосами
(триплексами) мощностью 600, 750, 950, 1180 и 1500 кВт;

буровую лебедку с приводом от тихоходных или быстроход-
ных электродвигателей (в зависимости от желания заказчика);

комплект механизмов для ведения спуско-подъемных опера-
ций;

вспомогательные лебедки;

компенсатор вертикальной качки (для плавучих полупо-
гружных платформ и буровых судов); компенсатор располо-
жен на талевом блоке или на кронблоке.

Отличительными особенностями морского бурового оборудо-
вания, разработанного ОАО “Уралмаш”, являются более жест-
кие требования по взрывозащите и высокая степень механиза-
ции и автоматизации. Для оборудования полупогружных буро-
вых установок и судов предусматривается комплексная меха-
низация процессов при ведении спуско-подъемных операций и
бурении, применение системы промышленного телевидения
для работы в сложных климатических условиях.

Применительно к установкам кустового бурения особо сле-
дует отметить такое важное преимущество электрического
привода, как отсутствие жестких механических связей между
блоками буровой установки, которые заменены гибкими ка-
бельными связями. Контейнер с устройствами для питания
электроприводов буровой лебедки, ротора и регулятора подачи
долота устанавливается в непосредственной близости от вы-
шечно-лебедочного блока и при переходе на новую скважину в
кусте передвигается вместе с ним; контейнер для питания эле-
ктропривода буровых насосов располагается рядом с насосным
блоком. В результате обеспечиваются дополнительные удобст-
ва при передвижках оборудования со значительной экономией
времени.

Электрооборудование, разработанное и выпускаемое специ-
ально для буровых установок, имеет усиленную конструкцию
для тяжелых условий эксплуатации. Комплектные тиристор-
ные преобразователи и системы управления выпускаются за-
водами-изготовителями в контейнерах с необходимыми систе-
мами вентиляции, обогрева и освещения и т.д., что обеспечи-
вает надежную работу и удобство обслуживания достаточно
сложных электротехнических устройств.

Для электроприборов буровых насосов, лебедки и ротора на
постоянном токе разработаны электродвигатели в буровом ис-
полнении:
серии МПЭ мощностью 500 и 560 кВт (для установок
БУ-2500 и БУ-2900);

серии 4ПС мощностью 750 кВт (для БУ-5000);

серии 4ПС мощностью 1000 кВт (для БУ-6500).

Изготовляются также электродвигатели серии 4ПМ на 750
и 1000 кВт в морском взрывозащищенном исполнении с двух-
контурным воздушно-водяным охлаждением для морских буро-
вых установок. Электродвигатели 4ПС и 4ПМ находятся на
уровне лучших зарубежных аналогов.

В комплекте регулируемого электропривода поставляются
также пульты для управления буровыми насосами и пульт бу-
рильщика. Эти пульты отличаются наличием определенного
набора измерительных приборов, аппаратов для дистанцион-
ного управления, сигнальной аппаратуры, что позволяет повы-
сить уровень контроля и управления технологическим процес-
сом, облегчить труд буровиков.

Основными изготовителями специальных комплектных уст-
ройств для регулируемого электропривода буровых установок
являются АООТ “Электропривод” и АО “Уралэлектро-
тяжмаш”.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1.	Какой основной параметр положен в основу
классификации буровых установок?

2.	Назовите основные требования, предъявляемые к элект-
роприводу бурового насоса.

3.	Какие преимущества имеет регулируемый электропривод
бурового насоса по сравнению с нерегулируемым?

4.	Назовите системы регулируемых электроприводов буро-
вых насосов.

5.	Перечислите основные требования, предъявляемые к
элек-троприводу ротора буровой установки.

6.	Какой вид механической характеристики требуется для
электропривода ротора?

7.	Назовите основные системы электропривода ротора.

8.	Какова последовательность определения мощности элек-
тродвигателя буровой лебедки?

9.	Перечислите основные требования к электроприводу бу-
ровой лебедки.

10.	Какой вид имеет требуемая механическая характеристи-
ка регулируемого электропривода буровой лебедки? Назовите
характерные точки механической характеристики.
И. Какие преимущества имеет регулируемый электропри-
вод буровой лебедки по сравнению с нерегулируемым?

12.	Какие возможности реализуются в системе подчиненно-
го управления электроприводом буровой лебедки?

13.	Назовите область применения электромагнитных муфт и
тормозов в электроприводе исполнительных механизмов буро-
вых установок.

14.	Поясните принцип действия электромагнитной муфты
скольжения и порошковой муфты.

15.	Назовите основные требования к электроприводу буро-
вой лебедки в режиме спуска.

16.	Какова последовательность определения мощности ин-
дукционного тормоза? Назовите основные расчетные режимы.

17.	Перечислите основные способы торможения, применяе-
мые в электроприводах буровой лебедки.

18.	Почему ограничивается область применения рекупера-
тивного торможения при спуске КБТ в буровых установках с
автономным источником питания?

19.	По каким признакам классифицируются автоматические
регуляторы подачи долота?

20.	Какие дополнительные функции может выполнять элек-
тропривод активного регулятора подачи долота?
ГЛАВА

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ

БУРОВЫХ УСТАНОВОК

7.1.	ТИПОВЫЕ СХЕМЫ
ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ
БУРОВЫХ УСТАНОВОК

Выбор варианта системы электроснабжения буро-
вой установки (БУ) зависит от ряда условий, включая вид
привода основных исполнительных механизмов (электричес-
кий или неэлектрический), вид электроснабжения (централи-
зованное или автономное), требования к надежности электро-
снабжения, уровень питающего напряжения, род тока, состав
и схему подключения электроприводов и др. Привод основных
исполнительных механизмов буровой установки может быть
автономным - независимым от энергосистемы (дизельный, ди-
зель-гидравлический, дизель-электрический, газотурбоэлектри-
ческий) и неавтономным - с питанием от сетей государствен-
ных энергосистем (электрический на переменном или посто-
янном токе). При автономном приводе, в том числе с электро-
машинной передачей, наиболее распространенным видом пер-
вичного двигателя является дизель; следует, однако, иметь в
виду, что в практике буровых работ встречаются и другие ти-
пы двигателей, в том числе газовые двигатели и турбины. Ос-
новной объем бурения в России выполняется буровыми уста-
новками с неавтономным электрическим приводом. С точки
зрения надежности электроснабжения, согласно Правилам ус-
тройства электроустановок (ПУЭ), электрифицированные бу-
ровые установки (с электрическим приводом основных испол-
нительных механизмов) при бурении на глубину более 4500 м
и в сложных геологических условиях на меньшую глубину, а
также буровые установки на море относятся к потребителям
первой категории.
Буровые установки при бурении до 4500 м в неосложнен-
ных геологических условиях относятся к потребителям второй
категории.

Несмотря на многообразие структурных схем буровых уста-
новок, предопределенное широким спектром требований к глу-
бинам бурения (только по этому параметру ГОСТ 16293-82
различает И классов), назначению и условиям эксплуатации,
их число может быть ограничено типовыми структурами элек-
тротехнических комплексов (ЭТК), применение которых
на установках различных исполнений сводится к количествен-
ному изменению параметров используемого электрооборудова-
ния.

Ниже представлены основные типовые схемы ЭТК (по
данным АО “Электропривод”).

Типовая структура электропривода постоянного тока для
БУ всех классов как с централизованным, так и с автономным
электроснабжением (рис. 7.1) ориентирована на применение
глубоко регулируемых электроприводов главных механизмов
на базе электродвигателей постоянного тока и силовых тирис-
торных преобразователей, а также на унификацию электро-
снабжения. Буровая установка питается от сетей энергосисте-
мы или группы дизель-генераторов переменного тока, число
которых определяется единичной мощностью дизель-
генератора и суммарной единовременной мощностью исполни-
тельных механизмов при наличии необходимого резерва. При
схеме автономного электроснабжения высокого напряжения,
как и при питании от энергосистемы, между общими шинами и
преобразователем устанавливается соответствующий понижа-
ющий трансформатор, поэтому с точки зрения построения
структуры уровень первичного напряжения не имеет принци-
пиального значения.

Мощность дизель-генераторов суммируется на общих шинах
распределительного устройства. Здесь же установлены вы-
ключатели для подсоединения тиристорных преобразователей
главных электроприводов и вспомогательных энергопотреби-
телей. Набор переключателей или контакторов, обеспечиваю-
щих различные рабочие варианты схемы подключения глав-
ных электропотребителей к тиристорным преобразователям
(на стороне постоянного тока), представляет собой обычно от-
дельное комплектное устройство. Для любого электродвигателя
главных приводов система электроснабжения предусматривает
наличие резервного тиристорного источника питания.

При применении низкого (400 или 690 В) напряжения ди-
зель-генераторов энергетический блок в неэлектрифицирован-
214
Вариант
питания
от сети

Вариант
питания
от автономно-
го источника

&

Г"У"У"У"\	ППГ/Л

ТВ ] ТВ 1 ГВ 1 ТВ ]

-380 В

5 Ж Ж Ж
_±_______<8 <8 <8 <8____58

Вспомогательные
электроприводы

-6 кВ

Рис. 7.1. Типовая схема электротехнического комплекса буровой установки с
электроприводом постоянного тока:

Й - дизель; 6 - генератор переменного тока; Та! - фильтрокомпенсирую-
щее устройство; аё! - комплектное распредусдюйство высокого напряже-
ния; 1 - силовые понижающие трансформаторы; Т ё - силовые тиристор-
ные преобразователи; А1 - комплектное устройство с силовыми переключа-
телями постоянного тока; аа,ад,аё,аё - электродвигатели соответст-
венно лебедки, бурового насоса, ротора и регулятора подачи долота; ! -
тиристорные возбудители; А2 - шкаф управления электроприводами вспомо-
гательных механизмов
ных районах представляет набор дизель-генераторов, а в элек-
трифицированных - набор ячеек комплектного распредели-
тельного устройства (КРУ) и трансформаторов, понижающих
напряжение сети до необходимого уровня.

На рис. 7.2 приведена унифицированная структура для
системы электропривода переменного тока, ориентированная

Рис. 7.2. Типовая схема электротехнического комплекса буровой установки с
электроприводом переменного тока:

йа 1 - электромагнитный тормоз; Г её - тиристорный регулятор скольже-
ния; А(^а - асинх|1Ьнный вентильный каскад; Г ё ё, Г ё ё - тиристорные
преобразователи соответственно привода ротора и регулятора подачи; ос-
тальные обозначения см. рис. 7.1
на применение частотно-регулируемых электроприводов
главных механизмов на базе электродвигателей переменного
тока.

Буровая установка питается от сетей энергосистемы через
высоковольтное КРУ.

Для привода буровой лебедки используют асинхронный
электродвигатель а а с тиристорным регулятором скольжения,
для привода каждого бурового насоса - асинхронный электро-
двигатель а д , регулируемый по схеме вентильного каскада.
Торможение лебедки при спуске инструмента осуществляют от
электромагнитного тормоза (и а г ).

На рис. 7.3 приведена перспективная структура электро-
технического комплекса буровой установки на базе электро-

Рис. 7.3. Структура элек-
тротехнического комплекса
буровой установки с час-
тотно-регулируемым элек-
троприводом:

6 - генераторы постоян-
ного и переменного тока;
ё 6	- преобразователи

частоты; остальные обо-
значения см. на рис. 7.1
привода переменного тока с преобразователями частоты. Рабо-
ты в данном направлении, проводимые в ряде стран, находятся
на стадии исследований и экспериментов.

7.2.	СХЕМА ВНЕШНЕГО
И ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Для внешнего электроснабжения буровых устано-
вок используются воздушные линии электропередачи напря-
жением 110; 35; 6 (10) кВ и понизительные трансформаторные
подстанции со вторичным напряжением 6 кВ и мощностью
6,3; 4 или 2,5 МВ-А. На месторождениях Западной Сибири
применяются временные кабельные линии электропередачи,
выполненные кабелем КШВГ-6 или АВПБ-6, который прокла-
дывают по поверхности земли (болот) в лотках. Отдельные
отрезки кабеля соединяют в воздушных кабельных коробках,
внутри которых осуществляется “сухая” разделка концов
кабеля.

Схема электроснабжения буровой установки выбирается в
зависимости от места расположения и мощности источника
электроэнергии, а также от типа буровой установки. Варианты
схем внешнего электроснабжения буровых установок с элект-
роприводами основных механизмов приведены на рис. 7.4.

Буровые установки с неавтономным приводом основных ме-
ханизмов, предназначенные для работы в электрифицирован-
ных районах, получают питание от одной линии напряжением
6 кВ, а буровые установки для бурения скважин глубиной бо-
лее 5000 м - от двух ЛЭП 6 кВ. Для распределения электро-
энергии на этих установках используют унифицированные
распределительные устройства высокого напряжения типа
КРНБ-6У, состоящие из шести ячеек, и пусковые устройства
ПБГ-6 наружной установки.

Для буровых установок, имеющих установленную мощность
электрооборудования более 3000 кВт и удаленных более чем на
5-6 км от источника электроэнергии, целесообразно применять
схему глубокого ввода, т.е. напряжение 110-35 кВ подавать не-
посредственно к буровой установке. По схеме глубокого ввода
при буровой установке сооружают трансформаторную под-
станцию 110/6 или 35/6 кВ; при этом возможно использова-
ние распределительного устройства буровой установки в каче-
стве распределительного устройства понизительной подстан-
ции.
Энергосистема

Шины 6 кВ буровой
______1 К !_____________

Двустороннее
питание буровой

Электроснабжение буровых от
виутрипромысловых ВЛ 6 кВ 35 кВ

Электроснабжение
буровой на напряжении

6 кВ ]	35 кВ по схеме глубоко-

1 го ввода

Рис. 7.4. Варианты схем электроснабжения буровых установок от энергосисте-
мы

Примером передвижной комплектной трансформаторной
подстанции напряжением 35/6 кВ, предназначенной для элек-
троснабжения буровых установок и их группы, является одно-
трансформаторная подстанция КТПН-4000-35/6 с трансфор-
матором мощностью 4 МВ-А. Подстанция предназначена для
работы в умеренном климате (исполнение VI) и состоит из
четырех отдельных блоков.

Во всех случаях на шины унифицированного распредели-
тельного устройства высокого напряжения, входящего в состав
электротехнического комплекса буровой установки с неавто-
номным приводом (внутреннее электроснабжение ЭТК), по-
ступает напряжение 6 кВ. Схема распределения электроэнер-
гии определяется количеством исполнительных механизмов и
числом приводных двигателей, родом тока и напряжением
главных и вспомогательных потребителей. Основные варианты
распределения электроэнергии на буровых установках с пита-
нием от сетей государственных энергосистем приведены на
рис. 7.5.
а

Рис. 7.5. Варианты электроснабжения электроприводов основных механизмов
буровой установки:

$ - с питанием асинхБЬнного электродвигателя буровой лебедки напрЫкением
6 кВ;  - то же напрЙкением 0,5 кВ; , - с питанием тиристорных преобра-
зователей от многообмоточного трансформатора; „ - то же от индивидуальных
трансформаторов
в

МН МН МЛ МР
До недавнего времени на наиболее распространенных буро-
вых установках “Уралмаш-4Э” привод буровой лебедки осуще-
ствлялся электродвигателями переменного тока напряжением
500 В, что привело к необходимости использовать понижаю-
щие трансформаторы 6/0,5 кВ непосредственно на буровой
(рис. 7.5, • ). Для привода буровых насосов, а также лебедки
на остальных типах буровых установок с электроприводом пе-
ременного тока (в том числе тиристорным) используют элект-
родвигатели высокого напряжения, соответствующего напря-
жению на вводе буровой (рис. 7.5, $). Для питания потреби-
телей низкого напряжения (электродвигатели вспомогательных
механизмов, освещение и обогрев) предусмотрены понижаю-
щие силовые трансформаторы 6/0,4 кВ.

Применение в неавтономных системах электропривода по-
стоянного тока по системе тиристорный преобразователь -
двигатель привело к необходимости вернуться к преобразова-
нию напряжения в главных цепях, поскольку питание тирис-
торного преобразователя обычно осуществляется напряжением
до 1000 В; при этом возможно применение как двухобмоточных
(индивидуально на каждый преобразователь), так и многообмо-
точных трансформаторов.

В связи с ростом мощностей электродвигателей основных
механизмов, а также вследствие перевода нефтепромысловых
сетей на напряжение 10 кВ в новых районах для питания бу-
ровых установок сооружают подстанции 10/6 кВ. Очевидно,
что с переходом к тиристорному электроприводу с собствен-
ными преобразовательными трансформаторами необходимость
в таком дополнительном преобразовании отпадет.

С ростом мощности отдельных вспомогательных механизмов
и внедрением для них регулируемого привода возникает про-
блема повышения уровня низкого напряжения, по крайней ме-
ре для некоторых приводов. Так, например, в контейнерах за-
падногерманской фирмы “Сименс” установлен частотно-регули-
руемый привод переменного тока для пескоилоотделителя и
насоса для приготовления бурового раствора напряжением на
первичной стороне преобразователя 660 В.

При автономном приводе исполнительных механизмов буро-
вой установки в качестве источника питания трехфазным пе-
ременным током применяют дизель-электрические агрегаты,
объединенные в силовой блок буровой. Уровень напряжения
на общих шинах такого силового блока, количество и единич-
ную мощность агрегатов определяют специальным анализом.

Особую группу представляют буровые установки, электро-
снабжение которых осуществляется от автономных источников
электроэнергии, расположенных за пределами буровой, на-
пример от газотурбинной электростанции, работающей на
природном или попутном газе. В зависимости от числа одно-
временно работающих в буровом предприятии установок, их
мощности и коэффициента спроса определяется количество
таких электростанций, работающих на общие шины. Несмотря
на отличие подобной системы электроснабжения от государст-
венной сети, с точки зрения ЭТК эта группа может рассмат-
риваться как установки с неавтономным электроснабжением,
тем более что в заводском комплекте буровой установки не уч-
тены их специфические особенности.

7.3.	ВЫБОР ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ
ИСТОЧНИКОВ АВТОНОМНОГО
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Специфика электроснабжения буровых работ, осо-
бенно при разведочном бурении, обусловленная удаленностью
от энергосистем, территориальным рассредоточением объектов,
временным характером работ, небольшими нагрузками в лини-
ях и разнообразием возможных энергоисточников, не позволя-
ет использовать рекомендации в области оптимизации обще-
промышленных систем электроснабжения и требует разработ-
ки научных основ оптимального электроснабжения буровых
установок. Источником поступления электроэнергии на буро-
вой установке является сеть электросистемы или собственная
(автономная) электростанция (силовой блок). Электроснабже-
ние от сети энергосистемы осуществляется с трансформацией
электроэнергии, а от автономного энергоисточника - как пра-
вило, без трансформации электроэнергии (если иметь в виду
главные энергопотребители буровой). Для ЭТК собственно
буровой установки объектом оптимизации при централизован-
ном электроснабжении является питающее напряжение, а при
автономном электроснабжении - также число и единичная
мощность агрегатов.

При напряжении питающей сети 6 (10) кВ, что характерно
для современных промысловых сетей, целесообразно примене-
ние электрических машин переменного тока высокого напря-
жения, что не требует дополнительной трансформации элект-
роэнергии в пределах буровой. Переход к высокому напряже-
нию позволяет уменьшить общую площадь, занимаемую элект-
рооборудованием, за счет исключения трансформаторов; сокра-
тить объем строительных и монтажных работ; улучшить энер-
гетические показатели благодаря предотвращению трансфор-
мации напряжения и снижению потерь в кабелях; уменьшить
число и стоимость установленного электрооборудования.

В общем случае к основным параметрам силового блока ав-
тономной энергетической установки относятся мощность еди-
ничного агрегата, их число в составе блока, напряжение и час-
тота генераторов; определение оптимальных значений этих
параметров является комплексной инженерной задачей.

Уровень напряжения синхронных генераторов электроэнер-
гетической установки при автономном энергоснабжении буро-
вой при прочих равных условиях определяет массогабаритные
и стоимостные показатели основного электрооборудования
(дизель-электрических агрегатов, электрических машин, тири-
сторных преобразователей, силовой коммутационной аппара-
туры, реакторов, трансформаторов и кабельной сети от гене-
раторов до приводных электродвигателей), а также занимае-
мую площадь (для морских установок - объем судовых поме-
щений). Поэтому при выборе оптимального значения уров-
ня напряжения ориентируются на комплексный показатель
оценки.

Выбор остальных параметров силового блока потребует ис-
пользования следующих исходных данных: типового баланса
времени бурения; графика загрузки; нагрузочных характерис-
тик дизель-генераторов; массогабаритных, стоимостных и экс-
плуатационных показателей дизель-генераторов.

Расчетный баланс времени бурения. Электропотребление
буровых установок характеризуется зависимостью нагрузки от
длительности отдельных технологических операций и непре-
рывным колебанием электрической нагрузки, связанным с из-
менением во времени условий, определяющих мгновенную на-
грузку на каждой отдельной операции. Проводимые в настоя-
щее время исследования электрических нагрузок буровых ус-
тановок ориентированы на разработку усредненных норм рас-
хода электроэнергии и решение вопросов проектирования и
эксплуатации электрической сети. Данные этих исследований
не могут быть непосредственно использованы для оценки энер-
гетических затрат при автономном энергоснабжении, так как
не учитывают фактической загрузки дизель-электрических аг-
регатов и длительность их использования.

При расчете энергетических затрат потребление активной
мощности следует отнести к составляющим типового баланса
времени бурения, осредняющим длительность основных техно-
логических операций. Предварительно необходимо укрупнить
эти составляющие, объединив операции с примерно одинако-
вым уровнем энергопотребления. Наиболее удобно ориентиро-
ваться на баланс времени бурения, указываемый в обязатель-
ной статистической отчетности буровых предприятий, вводя в
него минимум необходимых уточнений. Так, в режиме механи-
ческого бурения необходимо учесть продолжительность работы
с использованием одного или двух буровых насосов при вспо-
могательных и подготовительно-заключительных работах, а
также при ликвидации аварий и осложнений, время работы
главных механизмов и т.п.

Пример предложенного деления на составляющие типового
баланса времени бурения применительно к анализу энергети-
ческих затрат при автономном энергоснабжении приведен на
рис. 7.6. Значение потребляемой активной и полной мощности
рассчитано из предположения, что в основных технологичес-
ких режимах системы управления электроприводом обеспечи-
вают рациональное использование установленной мощности
привода. При разгоне привода лебедки при подъеме инстру-

Рис. 7.6. Пример расчетного графика загрузки силового блока буровой установ-
ки 4-го класса по активной (ё ) и полной (АУ ) мощности (на 1000 ч календарного
времени бурения):

1,2- механическое бурение (1 - с двумя насосами, 2 - с одним); 3, 4 - ма-
шинные операции соответственно по подъему и спуску КБТ; 5 - паузы при
СПО; 6 - подготовительно-заключительные операции и крепления; 7, 8 -
вспомогательные работы (7 - с интенсивной загрузкой основного оборудова-
ния, 8 - с нормальной); 9, 10 - ликвидация осложнений (9 - с использова-
нием насоса, 10 - без него); 11 - организационные простои; 12 - ремонт
мента пусковой момент составляет 2-2,5 номинального, что
обусловливает кратковременную перегрузку по току генерато-
ров; активная мощность, развиваемая приводом, не превышает
номинальной.

График загрузки дизель-электрических агрегатов. Расчет
графика выполняется по активной и полной мощности. Такой
подход особенно существен для систем тиристорного электро-
привода, работающих зачастую с низким коэффициентом мощ-
ности. Мощность дизелей следует выбирать по активной, а
генераторов - по полной мощности.

Современные системы управления дизель-электрическим аг-
регатом предусматривают возможность параллельной работы
на общую сеть не менее трех агрегатов соизмеримой мощнос-
ти. Практически график загрузки можно построить по общему
значению потребляемой мощности с учетом необходимости на-
дежного обеспечения максимальных мгновенных нагрузок, воз-
никающих в ходе технологического процесса проводки сква-
жины.

Нагрузочные характеристики дизель-электрических агрега-
тов. Из рис. 7.6 видно, что нагрузка на дизель-генератор при
проводке скважины меняется в широких пределах. Поскольку
удельный расход топлива возрастает при снижении нагрузки
(рис. 7.7), в расчете энергетических затрат следует использо-
вать нагрузочную характеристику агрегата в форме графика
или эмпирической зависимости, связывающей коэффициент
увеличения расхода топлива кр с коэффициентом фактической
загрузки к3.

Одновременно с увеличением удельного расхода топлива
при малых загрузках ухудшаются условия эксплуатации дизе-
ля и сокращается его моторесурс, поэтому устанавливается ми-
нимально допустимая нагрузка (например, 20 % от номиналь-
ной). В режимах, когда нагрузка падает ниже допустимого
значения, целесообразно увеличить ее искусственно.

При наличии в составе силового блока нескольких дизель-

Рис. 7.7. Зависимость коэффициента
удельного расхода топлива к от
коэффициента загрузки дизеля кз
электрических агрегатов разной единичной мощности регули-
рование загрузки осуществляется варьированием числа агрега-
тов и выбором мощности работающего агрегата. Технически
возможна реализация силового блока из одного дизель-
электрического агрегата (максимальное значение мощности не
ограничивается). Однако такое решение принципиально недо-
пустимо с точки зрения как аварийного резервирования, так и
организации нормальной эксплуатации, когда периоды доста-
точно частого технического обслуживания дизелей могут не
совпадать со временем естественных перерывов в работе уста-
новки (монтажно-демонтажные и транспортные работы). По-
этому независимо от класса установки силовой блок должен
комплектоваться как минимум двумя дизель-электрическими
агрегатами; при этом мощность одного из них может быть су-
щественно меньше, чем другого.

Минимальная мощность агрегата соответствует мощности,
необходимой для надежного обеспечения аварийных работ, с
учетом необходимого расхода энергии на освещение и обогрев
установки. В практике современного бурового машиностроения
с этой целью установки комплектуются дизель-электрическими
агрегатами мощностью 100-200 кВт.

Последующий анализ выполнен в предположении, что си-
ловой блок скомпонован из дизель-электрических агрегатов
двух типов (для питания главных и вспомогательных механиз-
мов). В зарубежной практике начато применение силовых бло-
ков, скомпонованных из агрегатов нескольких типоразмеров
(например, 800, 600 и 400 кВт). Это энергосберегающее реше-
ние позволяет обеспечить наибольшее соответствие суммарной
мощности работающих агрегатов фактической нагрузке, однако
связано с усложнением организации производства и эксплуа-
тации (даже при полной унификации деталей и узлов дизель-
генераторов различной мощности).

Массогабаритные, стоимостные и эксплуатационные пока-
затели дизель-генераторов определяются конструктивными
показателями типоисполнения, моторесурсом и трудоемкостью
обслуживания. При отсутствии прейскурантных данных можно
ориентировочно оценить стоимость агрегата по удельному по-
казателю. Эксплуатационные затраты рассчитываются на ос-
нове нормативных данных по техобслуживанию агрегатов с
учетом фактической наработки в моточасах за рассматривае-
мый период (в зависимости от компоновки силового блока эта
величина для каждого агрегата будет различной).

Сравнение и выбор вариантов компоновки силового блока.

Принимаемое решение по выбору числа и параметров дизель-
электрических агрегатов в составе силового блока буровой ус-
тановки влияет на ряд важнейших конструктивных и эксплуа-
тационных характеристик установки, в том числе на удельные
энергетические затраты (расход дизельного топлива и масла
на 1 м проходки типовой скважины или 1 ч работы установки),
затраты на текущее обслуживание и ремонт дизельных двига-
телей (электротехническое оборудование агрегатов, как прави-
ло, не подлежит среднему и капитальному ремонту за срок
службы установки), стоимость комплекта электрооборудования
и сопутствующего механического оборудования, расходы на
транспортировку. Поэтому сравнение вариантов необходимо
проводить по комплексному критерию, например, сравнением
приведенных затрат на основании отраслевой методики по оп-
ределению экономической эффективности новой техники.

Годовые затраты на производство электрической энергии
определяются из выражения

т	п]

с, -2*1 + Е-2В. + °1 +Т1	<71)

]=1	]=1

где А] - стоимость дизель-электрического агрегата; т - число
дизель-электрических агрегатов в составе станции, руб.; 0н -
нормативный коэффициент эффективности капитальных вло-
жений (0н = 0,1); В| - стоимость сооружения и перемещения
дизель-генераторной станции, руб.; - число перемещений за
год; О| - затраты на амортизацию и ремонт дизель-
генераторной станции, руб/год; - затраты на обслужива-
ние, руб/год; - затраты на горюче-смазочные материалы и
их доставку на точку бурения, руб/год.

Годовые затраты на амортизацию и ремонт дизель-гене-
ратора

О;=РД.А-	(7.2)

где Рдг - годовые отчисления на амортизацию и ремонт ди-
зель-генератора (едг = 6,2 % для дизель-генератора с угло-
вой скоростью вращения <я < 52,3 с 1 и едг = 10,2 % при
оо > 52,3 с ').

Затраты (в руб/год) на обслуживание дизель-генератора
зависят от его установленной мощности

Т- = V кдпрьэр)<дэс)	(у 2^

1	С08(Рдэс

где кд - коэффициент, учитывающий надбавки к зарплате ра-
бочим за отдаленность местности, высокогорные условия и др.;
пр - общее число рабочих на дизель-генераторной станции,
чел.; Ьэ - удельные затраты одной штатной единицы обслужи-
вающего персонала на 1 кВ-А установленной мощности дизель-
генератора (руб/чел)-кВ-А; Рцдэо “ мощность дизель-
генераторной станции, кВт; со8фдЭС _ средневзвешенный ко-
эффициент мощности дизель-генераторной станции.

Годовые затраты на горюче-смазочные материалы и их до-
ставку на точку бурения выражаются уравнением

2п^<дэсАч

О Д +1 СЬС) + ЬТ(]Г + ]С)Ц

(7.4)

где 1_ т - расстояние доставки горюче-смазочных материалов; пд) -
число дизель-электрических агрегатов одного типа; Рцдэо “
мощность ] ДЭС-го дизель-электрического агрегата, кВт; тд| -
время работы дизель-генератора в году, ч; ]г, ], - удельный
расход соответственно горючих и смазочных материалов,
кг/(кВт-ч); Ьг, Ьс - стоимость соответственно горючих и сма-
зочных материалов, руб/(т • км); Ьт - стоимость доставки
1 т • км горюче-смазочных материалов, руб/(т-км).

Экономичность электростанций характеризуется расходом
топлива в граммах на выработку 1 кВт-ч электрической энер-
гии. Удельная масса характеризует отношение полной массы
станции в килограммах к ее расчетной мощности в киловаттах
(при созф = 0,8). Аналогично можно оценить удельную пло-
щадь и удельный объем электростанции.

В системе автономный синхронный генератор - тиристор-
ный преобразователь - двигатель постоянного тока частота
вращения двигателя постоянного тока регулируется путем из-
менения выпрямленного напряжения на выходе преобразовате-
ля при постоянном напряжении синхронного генератора. По-
следнее необходимо для обеспечения нормальной работы таких
потребителей электроэнергии, как асинхронные электродвига-
тели вспомогательных механизмов, освещение и т.п. Выпрям-
ленный ток преобразователя и процессы коммутации тиристо-
ров обусловливают появление в статорных цепях генераторов
несинусоидальных токов и значительное искажение формы
выходного напряжения.

Кажущаяся мощность генератора 8К, суммарная кажущаяся
мощность искажений 8И и коэффициент мощности / при рабо-
те генератора на управляемый выпрямитель соизмеримой мощ-
ности изменяются в больших пределах, что указывает на не-
обходимость их учета при проектировании. Зависимость мощ-
ности на выходе СГ при несинусоидальных токах и напряже-
ниях от нагрузки преобразователя и угла регулирования ар в
установившемся режиме работы имеет вид

8К = т81л|1 + к^1 + к2) + к2,

(7.5)

где т - число фаз; 8! - кажущаяся мощность первых гармоник
напряжения и тока; ки, к( - коэффициенты нелинейных иска-
жений напряжения и тока;

8П = 8^(1 + к2) + к2.

(7.6)

Активная мощность генератора при несинусоидальном токе
и напряжении

/	"	\

Р = тР1 + 2Р" ’	(7.7)

\	п=5 /

где ёх = и111со8(Р1 - средняя мощность фазы от первых гармо-
ник напряжения и тока; Рп - средняя мощность высших
п=5

гармонических напряжений и тока. Если Рп / ё 1 « 1, то
п=5

отношение средней мощности генератора к кажущейся
(коэффициент мощности генератора)

X- , 1	2 Г	(7.8)

^1 + ^(1 +к2) + к2

где ] - угол коммутации преобразователя; 0 - угол сдвига пер-
вой гармоники напряжения относительно действительной кри-
вой напряжения.

При больших значениях коэффициентов ки и к( кажущаяся
мощность генератора в 1,15 раза больше мощности первой гар-
моники. Мощность искажений имеет максимальное значение
при работе преобразователя с наибольшим углом регулирова-
ния и нагрузках, близких к номинальным.

Приведенные выше соотношения позволяют выбрать вари-
ант силового блока буровой установки, обеспечивающий мини-
мизацию годовых затрат на производство электрической энер-
гии.
В качестве примера приведем данные сравнения вариантов
силового блока применительно к буровой установке БУ-2500
ДЭП-1.

Существует несколько методов расчета суммарных нагрузок
буровых установок, имеющих нестационарный график элект-
рической нагрузки. Эти методы ориентированы на буровые ус-
тановки, питающиеся от сети, и позволяют совершенствовать
нормирование затрат электроэнергии за достаточно длитель-
ный период работы. Для системы автономного энергоснабже-
ния недопустимо превышение расчетного значения мощности
даже на короткий срок, поэтому расчет производится суммиро-
ванием максимумов, что гарантирует возможность номинальной
загрузки всех исполнительных механизмов в расчетных тех-
нологических режимах. Нет сомнения, что фактическое энер-
гопотребление окажется существенно ниже.

Расчетные суммарные значения активной и полной мощнос-
ти на общих шинах приведены ранее на рис. 7.6. Для некото-
рых режимов исходные данные для расчета представлены в
табл. 7.1. Из таблицы следует, что при компоновке силового
блока не менее чем из двух основных агрегатов максимальная
одновременно потребляемая мощность агрегата не превышает
700 кВт, минимальная (при аварийном подъеме со скоростью
0,1 м/с) - 200 кВт. Исходя из стандартного ряда мощностей
дизель-электрических агрегатов были предложены для даль-
нейшего рассмотрения четыре варианта компоновки силового
блока:

I - 2x1000 + 1x200 кВт;

II - 3x630 + 1x200 кВт;

III - 2x630 + 2x200 кВт;

IV - 3x500 + 1x200 кВт.

В I, II и IV вариантах вспомогательный дизель-
электрический агрегат используют только для питания элект-
ростартеров основных агрегатов и для аварийного электро-
снабжения; износа такого агрегата практически не происходит,
а затраты на эксплуатацию пренебрежимо малы. В III вариан-
те один вспомогательный агрегат работает на общие шины
(попеременно).

Основные технико-экономические показатели сопоставляе-
мых вариантов силового блока приведены в табл. 7.2.

При расчете экономической эффективности вариантов при-
нято:
Таб ли ца 7.1

Расчетные значения активной (ё , кВт) и полной (\Л/ , кВ А) мощности на общих шинах в основных режимах работы

Режим	Исполнительные механизмы										Итого	
	Насос 1		Насос 2		Ротор		Лебедка		Вспомогательные		Р	УУ
	Р	УУ	Р	УУ	р	УУ	Р	УУ	Р	УУ		
Турбинное бурение*	530	785	530	785	10-15	13-20	55	109	269	313	1395	2005
Роторное бурение*	460	682	460	682	153	264	55	109	269	313	1397	2051
Роторное бурение	595	683	—	—	153	264	55	109	269	313	1072	1569
Промывка и проработка при подъеме  Машинные операции:	489	769	489	769			153	199	269	313	1400	2050
по подъему инструмента	—	—	—	—	—	—	542	703	156	180	698	883
по спуску инструмента	—	—	—	—	—	—	300	390	156	180	456	570
Ликвидация осложнений и аварий  *При работе двумя насосами.	540	940			153	267			174	216	856	1416
Основные данные сопоставления вариантов силового блока

Таблица 7.2

Показатели	Вариант			
	I	II	III	IV
Расход электроэнергии за год, тыс. кВт-ч Затраты, тыс. руб.:	454,7	424,2	395,0	416,8
энергетические	44,73	42,26	40,45	41,78
капитальные	247,6	221,6	171,2	173,6
эксплуатационные	5,3	3,8	2,8	3,3
Сопутствующие капиталовложения, тыс. руб.	12,7	11,3	8,8	8,9
Экономический эффект (по сравнению с I ва- риантом), тыс. руб.	0	71,9	184,9	171,3

сопутствующие капитальные вложения - в размере 5,1 % от
стоимости силового блока;

амортизационные отчисления на восстановление - в разме-
ре 13,8 % от стоимости силового блока;

амортизационные отчисления на капитальный ремонт - в
размере 2,5 % от стоимости силового блока (исходя из срока
службы 10 лет);

амортизационные отчисления по сопутствующим капитало-
вложениям - в размере 21,3 % от сопутствующих капитало-
вложений.

Величина накладных расходов к общей сумме эксплуатаци-
онных затрат учитывается коэффициентом 1,126. Затраты на
текущее обслуживание силового блока одинаковы во всех вари-
антах. Варианты сравнивают при одинаковой производитель-
ности.

Расчетом не учитываются стоимость металлоконструкций и
укрытий силового блока, а также расходы по монтажу и
транспортировке при перевозке установки на новую точку бу-
рения.

Наилучшим вариантом по всем сопоставляемым показателям
является силовой блок, состоящий из двух основных дизель-
электрических агрегатов мощностью по 630 кВт и двух вспомо-
гательных мощностью по 200 кВт, используемых попеременно.
В пределах погрешности ориентировочных расчетов можно
считать равноценным вариант с использованием трех дизель-
электрических агрегатов мощностью по 500 кВт.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1.	Какие основные условия определяют выбор ва
рпанта системы электроснабжения?

2.	Перечислите основные схемы внешнего электроснабже
ния буровых установок.

3.	К какой категории надежности электроснабжения отно
сятся буровые установки?

4.	Перечислите основные параметры силового блока авто
номной энергетической установки.

5.	Какие составляющие содержит целевая функция для он
тимизации параметров силового блока автономной энергетпче
ской установки?
ГЛАВА

ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ
КОМПЛЕКСЫ ОБЪЕКТОВ
ОБУСТРОЙСТВА
МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ

8.1.	ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МОРСКИХ
ОБЪЕКТАХ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

Современный период развития топливно-энергети-
ческого комплекса страны характеризуется стабилизацией и
некоторым снижением добычи углеводородного сырья в тради-
ционных районах нефтегазодобычи. В то же время ожидать
существенных изменений в балансе энергоносителей, по-види-
мому, не следует. В такой ситуации существенную роль могут
сыграть нефтегазовые ресурсы континентального шельфа Ми-
рового океана. По некоторым оценкам, суммарные извлекаемые
запасы континентального шельфа могут составлять до 50 %
мировых запасов нефти и до 65 % мировых запасов газа. В
результате проведенных поисковых и разведочных работ запа-
сы нефти и газа установлены в шельфовых зонах всех мате-
риков, кроме Антарктиды. Однако освоение этих запасов тре-
бует создания новых технических средств. В силу значитель-
ной специфики морских нефтегазовых объектов, технические
решения, принимаемые при их создании, не могут копировать,
с одной стороны, решения, предложенные для освоения сухо-
путных месторождений, а с другой — решения, предназначен-
ные для создания судов морского плавания.

К отличительным особенностям, которые должны учиты-
ваться при создании электротехнических систем морских объ-
ектов нефтяной и газовой промышленности, относятся авто-
номность электротехнической системы, ограниченность полез-
ной площади и высокая удельная стоимость этой площади,
большая плотность размещения электроприемников и их зна-
чительная единичная мощность, морское исполнение всего элек-
трооборудования и требование взрывозащищенности большого
числа элементов, высокие требования к надежности электро-
снабжения, переменная, в том числе ударная, нагрузка ряда
электроприемников. Первые разработки морских месторожде-
ний нефти были начаты на акватории Каспийского моря. Про-
мыслы здесь были расположены на мелководных (до 15 м) ча-
стях шельфа и на малом удалении от береговой линии. Благо-
даря этому не требовалось специальных технических решений
для построения электротехнических систем и организации
электроснабжения. Строились сооружения эстакадного типа с
набором и номенклатурой оборудования, типичными для сухо-
путных объектов. Системы электроснабжения создавались
также аналогично сухопутным и использовали береговые цент-
рализованные источники электроснабжения. Потребности в
выходе на большие глубины моря долгое время не возникало,
так как развитие топливно-энергетического комплекса обеспе-
чивалось приростом разведанных запасов на суше — сначала в
Поволжье, затем в Западной Сибири. Иная ситуация сложи-
лась в зарубежных странах, где энергетический кризис 70-х
годов привел к бурному развитию морской нефтегазодобычи. В
итоге в нашей стране выход поискового и разведочного буре-
ния на значительные глубины начался только во второй поло-
вине 70-х годов, а эксплуатационного бурения и собственно
разработки морских месторождений - в 80-х годах. Разбурива-
лись и разрабатывались преимущественно залежи нефти в
акватории Каспийского моря.

Морские нефтегазовые объекты можно классифицировать
по следующим типам: сооружения эстакадного типа; отдельные
основания, морские стационарные платформы (МСП); плаву-
чие буровые установки; буровые суда. Для первых трех типов
сооружений характерно большое разнообразие проектных ре-
шений. Такие установки предназначены для эксплуатационного
бурения и собственно разработки месторождения, включая
первичную подготовку нефти и газа и их транспорт на берег.
Отдельные основания иногда сооружаются и для разведочного
бурения. Состав технологического оборудования, его техничес-
кие характеристики, конструктивные особенности подобных
объектов определяются горно-геологическими и технологичес-
кими условиями, местом размещения сооружения. Электро-
снабжение таких объектов осуществляется от береговых источ-
ников по воздушным или кабельным линиям электропередачи
или от автономных источников. По требованиям к надежности
электроснабжения все морские нефтегазовые объекты относят-
ся к первой категории.

Плавучие буровые установки и буровые суда предназначены
в основном для бурения поисковых и разведочных скважин на
нефть и газ. Такие объекты мобильны, и их конструктивные
решения в значительной степени унифицированы. Отечест-
венной промышленностью серийно выпускаются самоподъем-
ные буровые установки СПБУ 6500 /60, полупогружные пла-
вучие буровые установки ППБУ 6500/200 типа "Шельф",
буровые суда (БС) типа "Валентин Шашин”. Для плавучих
буровых установок всех типов принята следующая структура
условного обозначения: тип установки (СПБУ, ППБУ), макси-
мальная глубина бурения скважины (в метрах) и через знак
дроби максимальная глубина моря в точке бурения (в метрах).
В качестве источника электроснабжения все мобильные объек-
ты имеют автономную электростанцию мощностью от сотен
киловатт до десятков мегаватт. В качестве первичных двигате-
лей на автономных электростанциях используются дизели,
газовые двигатели и газовые турбины. Наметилась тенденция
использовать в качестве моторного топлива для последних
двух типов первичных двигателей попутный газ. Для обеспе-
чения жизнедеятельности плавучих буровых установок в стоя-
ночном и буксировочном режимах, когда потребляемая мощ-
ность невелика, их обычно оснащают вспомогательной элект-
ростанцией. В качестве дополнительного источника питания
наиболее ответственных потребителей (особая группа первой
категории надежности электроснабжения) часто устанавлива-
ют аварийный дизель-генератор; им иногда оснащают и мор-
ские стационарные платформы.

Ниже приведены технические характеристики ряда морских
нефтегазовых объектов.

Проект ППБУ “Шельф-2" разработан ЦКБ “Коралл”.
Установка предназначена для бурения поисковых и разведоч-
ных скважин глубиной до 6500 м при глубине моря до 200 м.
Основные размеры верхнего корпуса установки следующие:
длина — 62,4 м; ширина — 49,2 м; высота — 6 м. Технологичес-
кий комплекс установки представлен буровой установкой
БУ-6500ЭП с приводом основных механизмов двигателями по-
стоянного тока. Основная электростанция состоит из пяти ди-
зель-генераторов по 1000 кВт при коэффициенте мощности 0,8.
Вспомогательная электростанция имеет в своем составе два
дизель-генератора по 240 кВт. Установлен также аварийный
дизель-генератор мощностью 50 кВт. На установке применена
якорная система позиционирования. ППБУ “Шельф-2” работа-
ет на шельфе Каспийского моря.

Проект стационарной платформы № 136 одного из место-
рождений акватории Каспийского моря разработан Гипро-
каспморнефтегазом. Платформа предназначена для бурения и
эксплуатации шести наклонных скважин глубиной по 4700—
4850 м с проектным отклонением от вертикали 270-1050 м и
имеет верхнее строение площадью 6052 м2. Глубина моря в
точке установки платформы - 15,2 м. Технологический комп-
лекс платформы включает в себя две буровые установки
"Уралмаш ЗД-76” с дизельным приводом основных механизмов.
Источником электроснабжения является электростанция, сос-
тоящая из трех дизель-генераторов АСДА-200 по 200 кВт каж-
дый. Установлен аварийный дизель-генератор того же типа.

Той же организацией разработана глубоководная стацио-
нарная платформа № 2 для бурения и последующей эксплуа-
тации куста из 24 скважин на месторождении в акватории Ка-
спийского моря. Глубина моря около 120 м, габаритные разме-
ры надводной части 76,5x55,5 м. Бурение скважин проектной
глубиной 4600 м производится двумя буровыми установками
“Уралмаш ЗД-76”. В период разбуривания куста скважин элек-
троснабжение осуществляется от автономной электростанции,
состоящей из шести дизель-генераторов АСДА-200. В даль-
нейшем предполагается демонтаж основной электростанции и
переход на централизованное электроснабжение от берегового
источника по двум подводным кабелям на напряжение 6 кВ с
установкой двух трансформаторов по 630 кВ - А и распредели-
тельного устройства 6 кВ на 12 ячеек В любом случае на
платформе устанавливается аварийная электростанция из двух
дизель-генераторов АСДА-200.

Проект стационарной платформы № 17 на геологической
структуре Штормовая разработан институтом ВНИПИшельф
для акватории Черного моря при глубине 53 м. Полезная пло-
щадь платформы составляет 8450 м2 при общей массе сооруже-
ния 5409 т. Платформа предназначена для бурения восьми
разведочных скважин глубиной по 2300 м Бурение произво-
дится установкой “Уралмаш ЗД-76”. Автономная электростан-
ция состоит из трех дизель-генераторов по 320 кВт.

Самоподъемная буровая установка СПБУ 6500/60, разрабо-
танная ЦКБ "Коралл”, предназначена для бурения поисковых
и разведочных скважин. Габаритные размеры верхнего строе-
ния 57,6x47,4 м, общая длина каждой из четырех выдвижных
опор 110 м. СПБУ оснащена буровой установкой БУ-6500ЭП;
источником электроснабжения является автономная электростан-
ция из четырех дизель-генераторов типа ДГР 1000/750 мощ-
ностью 1000 кВт (со8«р = 0,8) каждый. Вспомогательная элект-
ростанция состоит из двух дизель-генераторов по 150 кВт.

В настоящее время морская нефтегазодобыча выходит на
шельф арктических морей. Развернуты работы на месторожде-
ниях Приразломное и Штокмановское, расположенных в аква-
тории Баренцева моря. Разработку их предполагается вести с
плавучих платформ ледового класса. С Приразломного место-
рождения планируется добывать ежегодно до 6 млн. т нефти,
со Штокмановского - до 150 млрд, м3 газа.

8.2.	ОСОБЕННОСТИ
ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ
МОРСКИХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК

Краткий обзор типов морских нефтегазовых объ-
ектов показывает большое разнообразие их параметров и ха-
рактеристик. При этом на мобильных объектах широко приме-
няются буровые установки с приводом главных механизмов
двигателями постоянного тока. В маркировке типов таких уста-
новок присутствую! буквы ЭП (электрический постоянный).
На суше подобные установки в основном используются при
бурении скважин глубиной более 2500 м, что связано с их вы-
сокой стоимостью. Разумеется, стоимостные показатели весьма
важны и в морском бурении, однако стоимость самих мобиль-
ных объектов намного превышает стоимость собственно бурово-
го оборудования. Поэтому относительное удорожание объекта
при использовании такого бурового оборудования незначитель-
но. В то же время использование привода постоянного тока
позволяет в широких пределах регулировать частоту вращения
всех главных механизмов буровой установки, что, в свою оче-
редь, существенно повышает коммерческую скорость бурения.
Таким образом, эффективность работы мобильных объектов с
буровыми установками типа ЭП заметно выше. В настоящее
время разработаны и выпускаются буровые установки с приво-
дом главных механизмов двигателями постоянного тока типов
БУ-6500ЭП, БУ-4500ЭП, БУ-2500ЭП. Число в маркировке соот-
ветствует максимальной глубине бурения (в метрах).

Для привода главных механизмов - стола ротора, буровой
лебедки, буровых и цементировочных насосов - использованы
двигатели постоянного тока независимого возбуждения. Пита-
ние двигателей осуществляется от нереверсивных управляе-
мых тиристорных преобразователей. При этом предусмотрена
возможность раздельного регулирования напряжения в цепи
якоря и тока в цепи возбуждения. Благодаря этому, обеспечи-
вается двухзонное регулирование угловой скорости приводов
при достаточно большом диапазоне регулирования. Схема уп-
равления напряжением на якоре построена по принципу двух-
контурной системы подчиненного регулирования с регулятора-
ми тока и напряжения. Таким образом, достигается возмож-
ность ограничения максимального двигательного момента, что
важно для всех приводов буровой установки. Для обеспечения
режима спуска колонны бурильных труб в приводе буровой
лебедки применена система динамического торможения. Ос-
новные параметры двигателей постоянного тока приводов глав-
ных механизмов указаны в табл. 8.1. Для привода вспомога-
тельных технологических механизмов буровой установки ис-
пользуются короткозамкнутые асинхронные двигатели на но-
минальное напряжение 380 и 660 В.

Существенную роль в обеспечении нормального режима ра-
боты технологического оборудования плавучих буровых устано-
вок (ПБУ) играет точность удержания объекта на точке буре-
ния. Смещение установки может происходить под действием вет-
ровой и волновой нагрузки, поверхностных течений, как по-
стоянных, так и возникающих периодически. Для противодей-
ствия таким воздействиям служат системы позиционирования.
Системами позиционирования обязательно оборудуются ППБУ
и буровые суда. Величина допустимого смещения установки
относительно устья скважины определяется рядом факторов,
но ведущую роль здесь играет глубина моря в точке бурения.
Как правило, допустимое смещение не превышает нескольких
метров. На полупогружных установках чаще всего применяются
системы статического позиционирования, имеющие обычно по
две якорные цепи на угол платформы. Для привода якорных
лебедок используются асинхронные двигатели с короткозам-
кнутым ротором. В зарубежной практике известен ряд проек-
тов полупогружных установок с динамической системой пози-
ционирования, обычно для достаточно больших глубин моря

Таб ли ца 8.1

Основные параметры двигателей постоянного тока приводов
главных механизмов БУ-6500ЭП

Механизм	Тип двигателя	Мощ- ность, к Вт	Напря- жение, В	Частота вращения вала, мин-1	Число агрега* ТОВ
Буровая ле- бедка	ДПЗ 99/85- 6КМ2	2x800	800	200	1
Ротор	41Ш 45028	1000	800	1000	1
Буровой насос	МПП-1000-1000	800	800	800	3
Цементировоч- ный насос	МПП-1000-1000	800	800	800	3
(от 300 до 350 м). Буровые суда оснащаются только такими
системами. В этих системах используются судовые винты как
с постоянным, так и с переменным шагом лопастей. В первом
случае регулирование винта осуществляется за счет изменения
угла наклона его лопастей, и для привода таких винтов при-
меняют односкоростные или двухскоростные асинхронные дви-
гатели с короткозамкнутым ротором. Такая же схема привода
обычно используется в системах электродвижения буровых
судов. Для привода судовых винтов постоянного шага исполь-
зуют двигатели постоянного тока, питаемые через управляемые
тиристорные выпрямители. Регулирование осуществляется из-
менением напряжения на якоре двигателя. Мощность привод-
ных двигателей ходовых винтов и винтов системы динамичес-
кого позиционирования составляет сотни киловатт

Помимо систем позиционирования плавучих буровых уста-
новок на них в обязательном порядке устанавливаются систе-
мы компенсации волновой качки (компенсаторы вертикальных
колебаний). Эти системы предназначены для стабилизации
положения колонны бурильных труб и долота относительно
забоя скважины. Их отсутствие повлекло бы за собой резко
переменную нагрузку на долото, а при достаточной амплитуде
волновых колебаний - отрыв долота от забоя и последующую
жесткую посадку его на забой. Такой режим не только значи-
тельно снизил бы скорость проходки и уменьшил проходку на
долото, но и мог бы привести к поломке самого долота и обры-
ву колонны. В настоящее время как в отечественных, так и в
зарубежных проектах используются гидропневматические ком-
пенсаторы вертикальных колебаний.

Самоподъемные установки не нуждаются в системах пози-
ционирования и компенсаторах вертикальных колебаний, по-
скольку в режиме бурения они жестко закреплены на грунте с
помощью выдвижных опор. Например, на СПБУ 6500/100 ус-
тановлены три трехгранные опоры. Для операций подъема и
спуска опор на каждой из них установлено по 12 асинхронных
короткозамкнутых двигателей мощностью 35 кВт каждый. На
каждое ребро опоры приходится по четыре двигателя (по два с
каждой стороны ребра). Такая схема выбрана из соображений
механической прочности передаточных механизмов. В ряде
проектов для обеспечения установки СПБУ на точку бурения и
снятия с нее используются схемы с гидравлической передачей
усилий. Число выдвижных опор на таких установках равно
трем или четырем. Для того чтобы исключить необходимость
малых перемещений установки при бурении кустов скважин,
портал СПБУ, на котором расположена буровая установка, де-
16 — 3364	241
л кВт

0, квар
лается подвижным. Для перемещения портала используется
гидравлический привод. Привод насосов гидравлики переме-
щения портала обеспечивается короткозамкнутыми асинхрон-
ными двигателями мощностью до 75 кВт.

В морском бурении широко применяются схемы электро-
снабжения переменно-постоянного тока. При такой схеме гене-
рируется электрическая энергия на переменном токе частотой
50 Гц. Привод главных технологических механизмов большой
единичной мощности осуществляется на постоянном токе; он
же используется для питания электроприводов систем элект-
родвижения и позиционирования установки. Привод вспомога-
тельных технологических механизмов, не требующих регули-
рования, и большая часть общесудовой нагрузки осуществля-
ются на переменном токе. Питание приводов постоянного тока
реализуется на управляемых тиристорных выпрямителях. При
этом схема построена таким образом, что существует возмож-
ность подключения любого из двигателей к любому выпрями-
телю; это повышает надежность схемы, дает большую свободу
в выборе режимов работы электростанции, обеспечивает уни-
фикацию выпрямительных модулей. Поскольку мощность вы-
прямительной нагрузки сопоставима с мощностью генераторов,
в кривых напряжениях и тока велика доля высших гармониче-
ских составляющих. Это оказывает неблагоприятное влияние
на работу самой электростанции и потребителей переменного
тока, загружая генераторы током и увеличивая потери в стали
всех машин. С целью улучшения гармонического состава кри-
вой напряжения в систему электроснабжения включены филь-
трокомпенсирующие устройства, позволяющие хотя бы частич-
но разгрузить ее от реактивной мощности и мощности искаже-
ний. Полной компенсации достичь не удастся. Иллюстрацией
этого может служить часовой график мгновенных значений
активной и реактивной мощности главных генераторов СПБУ
6500/ 60 (рис. 8.1). График снят при параллельной работе
двух дизель-генераторов по 1000 кВт и мощности фильтроком-
пенсирующих устройств 600 квар. Буровая установка находи-
лась в режиме роторного бурения при глубине забоя скважины
около 4700 м. При достаточно спокойном графике активной
мощности график реактивной мощности имеет весьма неупоря-
доченный характер, что объясняется работой электронных
схем управления углами отпирания тиристоров, отслеживаю-
щих мгновенные изменения нагрузки двигателей. Динамичес-
кий режим работы этих схем приводит к появлению нссимме-
трии импульсов на тиристорах, что в свою очередь обусловли-
вает резкие изменения реактивной мощности.
8.3.	ТРЕБОВАНИЯ

К ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИМ СИСТЕМАМ
МОРСКИХ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

Все морские нефтегазовые установки должны
удовлетворять требованиям Морского регистра для соответст-
вующего класса объектов: стационарных, буксируемых, само-
ходных. Это в полной мере относится и к системам электро-
снабжения морских объектов. Одним из таких требований яв-
ляется применение только систем электроснабжения с изоли-
рованной нейтралью. В связи с наличием потребителей раз-
личного номинального напряжения приходится организовывать
от одной до трех ступеней трансформации напряжения н эле-
ктротехнических системах морских объектов. Распределение
установленной мощности и числа потребителей по ступеням
напряжения для трех достаточно характерных проектов при-
ведено в табл. 8.2. Для каждой из степеней напряжения обяза-
тельно организуется система контроля сопротивления изоля-
ции под нагрузкой.

В случае применения автономных источников электроснаб-
жения генерация электрической энергии на морских нефтега-
зовых объектах осуществляется на напряжениях 380, 660 или
6 кВ Повышение напряжения на таких объектах оправдано
рядом соображений. Это позволяет снизить расход цветных
металлов и, следовательно, массу электротехнической системы.
Снижение массы уменьшает расходы на корпус и несущие
конструкции объекта. Улучшаются условия работы электропо-
требителей и генераторов в переходных режимах, поскольку
при повышении напряжения снижаются пусковые токи двига-
телей, а следовательно, и потери напряжения во всех элемен-

Таблица 8.2

Распределение установленной мощности и числа потребителей по ступеням
напряжения

Установка	Уровень напря- жения, В	Число потреби- телей, шт.	У становленная мощность, кВт
ППБУ 6500/200	220	160	208
	380	476	15 982
	660	—	—
СПБУ 6500/100	220	256	369
	380	356	5 129
	660	100	12 887
МСП 5000/60	220	307	626
	380	384	5 194
	660	81	11 133
тах электротехнической системы. На отечественных объектах
в настоящее время применяются напряжения 380 и 660 В.
Полный переход на напряжение 660 В сдерживается ком-
плектностью поставки ряда агрегатов и отсутствием полной
номенклатуры пускового и защитного оборудования на такое
напряжение.

В качестве примера рассмотрим более подробно схему гене-
рации электрической энергии по одному из вариантов проекта
СПБУ 6500/100. Схема приведена на рис. 8.2, краткая специ-
фикация всех генераторов — в табл. 8.3. Основными источни-
ками электрической энергии являются три дизель-генератора
(Г1, Г2, ГЗ) мощностью по 2000 кВт каждый, объединенные в
основную электростанцию установки. Они работают на шины
главного распределительного щита ГРЩ-690. Любой расчетный
технологический режим обеспечивается параллельной работой
не более чем двух дизель-генераторов. Еще как минимум один
главный генератор находится в резерве. От шин ГРЩ-690 пи-
таются управляемые тиристорные выпрямители (ТП), выходы
постоянного тока которых выведены на станцию переключе-
ний. Станция переключений позволяет подключать любой из
двигателей главных приводов буровой установки БУ-6500ЭП к
любому из преобразователей. Схема переключений обеспечи-
вает высокую степень резервирования при минимальном числе
переключателей и тиристорных выпрямителей. Шкафы пере-
ключений полностью унифицированы и имеют ручной или
моторный привод переключателей с возможностью как местно-
го, так и дистанционного управления. От шин 690 В питаются
также приводы механизмов подъема СПБУ и приводы техноло-
гических механизмов некомплектной поставки. На этих же
шинах расположены фильтрокомпенсирующие устройства
(ФКУ).

Шины ГРЩ-690 связаны с шинами ГРЩ-400 через три
трансформатора мощностью по 1000 кВ А каждый. От шин на-
пряжения 400 В питаются технологические потребители ком-
плектной поставки и электропотребители общесудового ком-
плекса. С помощью кабельных линий с шинами ГРЩ-400 свя-
заны шины вспомогательного распределительного щита ВРЩ,
щита питания с берега ЩПБ и щита аварийного дизель-
генератора ЩАГ. На шины ВРЩ могут работать генераторы
вспомогательной электростанции установки. Вспомогательная
электростанция предназначена для обеспечения жизнедеятель-
ности СПБУ в режимах стоянки в море без производства ра-
бот, буксировки, аварийного режима на буровой установке, ос-
воения скважин. Вспомогательная электростанция состоит из
ддббдддодд

МЛ1 МЦ2 МЦЗ МЦ4 МЛ2

МН1 МН2 МНЗ МР МЦ1

ГРЩ 400 В

©

Рис. 8.2. Схема генерации электрической энергии на СПБУ 6500/100:

Г1-ГЗ - генераторы 2000 кВт, 690 В; Г4-Г7 - генераторы 200 кВт, 400 В;
Т11-Т13 - трансформаторы 66О/400 В, 1000 кВ-А; Т2)~Т23 - трансформаторы
380/230 В, 100 кВ А; ТП - тиристорные выпрямители; МН1-МНЗ - двига-
тели буровых насосов; МЛ!, МЛ2 - двигатели буровой тебедки; МЦ1-МЦ4 -
двигатели цементировочных насосов; МР - двигатель ротора; ФКУ - фпльт-
рокомиенснруюшне устройства; ГРЩ - главный распределительный щит;
ВРЩ - вспомогательный распределительный щит; ЩАГ щит аварийного
генератора; ЩПБ - щит питания с берега; 1 потребители механизмов
подъема; 2 - технологические потребители некомплектной поставки; 3 ~ тех
нологичвскне потребптсчп комплектной поставки; 4 - общесудовые потреби-
тели

трех генераторов (Г4, Г5, Гб) мощностью по 200 кВт каждый.
В штатных режимах параллельно работают два или три вспо-
могательных дизель-генератора. Щит питания с берега ис-
пользуется для связи с централизованными источниками пита-
ния в режиме стоянки в порту. К шинам ЩАГ подключается
Таб ли ца 8.3

Основные параметры генераторов электростанций СПБУ 6500/100

Обо-
значе-
ние по
схеме

Г1, Г2,

Г4, Г5,
ге

17

Название

Генератор трехфаз-
ного тока синхрон-
ный с системой са-
мовозбуждения и ав-
томатического регу-
лировании напряже-
ния

Генератор трехфаз-
ного тока синхрон-
ный с системой са-
мовозбуждения
То же

Тип

ГСС 2000- 750

МСС 115-8

МСС 103-4

Р„.
кВт

2000

690

200

200

400

400

мин 1

750

750

1 500

Гц

50

50

50

СОЗ

Ф«

0,8

0,8

0,8

В

аварийный дизель-генератор (Г7) мощностью 200 кВт, пред-
назначенный для электроснабжения потребителей систем по-
жаротушения, эвакуации, навигации, приема судов обслужива-
ния и связи в случае пожара в море или аварий главной и
вспомогательной электростанций. Через три трансформатора
по 100 кВ-А каждый с шинами ГРЩ-400 связаны шины щита
ГРЩ-230, от которых получают питание общесудовые потреби-
тели напряжением 220 В, в том числе освещения и бытового
назначения.

Условия морских нефтегазовых промыслов накладывают
высокие требования на исполнение электрооборудования. Все
электрооборудование должно быть в морском исполнении при
категориях размещения от первой до пятой. По степени защи-
ты от прикосновения, попадания посторонних предметов и
влаги палубное электрооборудование изготавливается катего-
рии не ниже 1Р56. При проектировании электрооборудования
для моря необходимо также учитывать высокую коррозионную
активность морской воды, особенно в виде солевого тумана.
Коррозионной активностью обладают и некоторые составляю-
щие продукции скважин, такие как сероводород, углекислый
газ. Коррозионная активность возрастает с. ростом температу-
ры окружающей среды и ее влажности. Ряд зон и помещений
морских объектов относится к взрывоопасным и пожароопас-
ным. Основным источником пожаро- и взрывоопасности явля-
ются пары нефти, а также попутный нефтяной газ, относящи-
еся к категории Па и группе ТЗ. Все стационарное электро-
оборудование для этих зон должно быть взрывозащищенного
исполнения в соответствии с действующими стандартами.
Режимы работы генераторов автономных электростанций
имеют ряд особенностей, которые следует учитывать как при
проектировании электротехнических систем объектов обуст-
ройства морских месторождений нефти и газа, так и при их
эксплуатации. На таких объектах практически не используют-
ся нагруженный и горячий резерв генерирующих мощностей.
Это связано с необходимостью сбережения моторесурса пер-
вичных двигателей и экономии горюче-смазочных материалов.
Таким образом, для ввода в работу резервного генератора тре-
буется некоторое время, иногда достаточно большое - до часа.
Вследствие ограниченной численности обслуживающего пер-
сонала практически невозможен одновременный запуск более
одного из резервных генераторов. По той же причине невоз-
можен одновременный ремонт более одного генератора. При
этом текущий ремонт проводится силами электротехнического
персонала установки, а капитальный — береговыми службами.

При создании автономных электростанций следует учиты-
вать, что обеспечить устойчивую параллельную работу генера-
торов различной мощности на общие шины технически доста-
точно сложно. В связи с этим каждая электростанция строится
из однотипных генераторов, а параллельная работа агрегатов,
принадлежащих разным электростанциям, регламентом режи-
мов работы электростанций не предусматривается.

Первичные двигатели, особенно газовые двигатели и дизе-
ли, плохо воспринимают резкое возрастание нагрузки, что ха-
рактерно для ряда технологических процессов бурения сква-
жин. Так, при подъеме колонны бурильных труб в момент сня-
тия ее с клиньев происходит резкий наброс нагрузки. Затем
мощность также достаточно резко спадает и остается практи-
чески постоянной при подъеме на длину одной свечи. При хо-
де вниз мощность, потребляемая технологическим комплексом,
снижается до очень малых значений, после чего цикл повторя-
ется. Инерционность систем управления генератором и пер-
вичным двигателем и недостаточная приемистость последнего
приводят к резким посадкам напряжения в начале цикла и пе-
рекомпенсации возмущающего воздействия при ходе вверх.
Броски напряжения негативно сказываются на работе осталь-
ных электроприемников, а перенапряжения ведут к ускорен-
ному старению изоляции. Пример записи кривой действующе-
го значения напряжения на шинах главного распределительно-
го щита при подъеме колонны бурильных труб для СПБУ
6500/60 приведен на рис. 8.3.

Для уменьшения бросков нагрузки в ряде проектов, напри-
мер ППБУ 6500/200, применено подгрузочное устройство. Оно
Рис. 8.3. Кривая напряжения на шинах главного распределительного щита СПБУ
при подъеме колонны бурильных труб

предназначено для поддержания неизменным коэффициента
загрузки главных генераторов по току, обычно на уровне 80 %,
и представляет собой опреснитель морской воды с тиристор-
ным регулятором. Опресненная вода используется затем для
технологических и бытовых нужд, а также для отопления жи-
лых и производственных помещений в холодный период года.
Использование опреснителя для выравнивания графика элект-
рической нагрузки целесообразно еще и потому, что коэффи-
циент полезного действия автономных генераторов с газотур-
бинным приводом и приводом двигателями внутреннего сгора-
ния тем выше, чем больше его коэффициент загрузки. Расход
<7 топлива определяется выражением

? = <7о + сРи	(8.1)

где <70 - расход топлива в режиме холостого хода; с - посто-
янный коэффициент; Р, - мощность на валу первичного двига-
теля.

Учитывая, что при постоянных частоте вращения и напря-
жении на выходе генератора

= А +	+ «52,	(8.2)

где Р2 - активная электрическая мощность генератора; Ро -
потери холостого хода генератора; а - постоянный коэффици-
ент; 5 - полная электрическая мощность генератора, получаем

д = <?0 + с(Р2 + Ре + «52).	(8.3)

Однако составляющие сР0 и са5г малы по сравнению с с/0 и
сР2. Так, для генератора типа 6-9ДГ номинальной мощностью
2000 кВт, по данным завода-изготовителя, д0 = 16,5 кг/ч; с =
= 0,205 кг/(кВт ч); Ро - 24 кВт и в номинальном режиме а82 =
= 60 кВт. Поэтому максимальный КПД дизель-генераторов и
генераторов с газотурбинным приводом достигается лишь при
нагрузках, значительно (в 1,5-1,7 раза) превосходящих номи-
нальную, а в диапазоне нагрузок от холостого хода до номи-
нальной КПД таких генераторов монотонно возрастает.

Отдельную, причем достаточно сложную, проблему пред-
ставляют вопросы электромагнитной совместимости нагрузки и
источников энергии. Мощность отдельных электроприемников
вполне сопоставима с мощностью генераторов, а пусковая
мощность асинхронных двигателей в 5-7 раз превосходит но-
минальную. Групповой пуск и самозапуск на морских нефтега-
зовых объектах с автономным электроснабжением не приме-
няются, возможность запуска крупных асинхронных двигате-
лей должна подтверждаться расчетом. В ряде случаев прихо-
дится принимать меры к облегчению условий пуска, например,
включением обмоток асинхронных двигателей при пуске в
звезду с последующим их переключением на треугольник.
Двигатели постоянного тока пускаются плавным повышением
напряжения. По вопросам расчетов пусковых режимов сущест-
вуют нормативные документы, общие для рассматриваемых
объектов и для судостроения. В случае электроснабжения от
береговых источников вопросы устойчивости электротехничес-
ких систем и переходных режимов в них решаются аналогич-
но сухопутным.

8.4.	ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ

МОРСКИХ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

Графики электрических нагрузок морских нефте-
газовых объектов отличаются достаточно большим разнообра-
зием. Наиболее спокойные графики характерны для таких
электропотребителей, как скважины механизированной добычи
нефти, насосные и компрессорные станции, установки подго-
товки воды. В то же время буровые установки обладают крайне
нестабильным графиком нагрузки практически при любом тех-
нологическом режиме. Исследованиями ряда авторов показано,
что графики нагрузки буровых установок являются неоднород-
ными и нестационарными, автокорреляционная функция для
этих графиков затухает очень быстро, закон распределения
нагрузок существенно отличается от нормального. В качестве
примера на рис. 8.4 приведен график активной нагрузки

Рис. 8.4. График активной нагрузки СПБУ 6500/60


Рис. 8.5. График активной нагрузки блочной кустовой насосной станции

СПБУ 6500/60 для режима турбинного бурения при глубине
забоя скважины около 3000 м. Время осреднения нагрузки
принято равным 30 мин. График отличается низкой стабильно-
стью несмотря на то, что на СПБУ постоянно присутствует
нагрузка общесудовых потребителей, обладающая значительно
более спокойным характером и несколько сглаживающая об-
щий график нагрузки. Для сравнения на рис. 8.5 представлен
график электрической нагрузки блочной кустовой насосной
станции морского месторождения нефти при том же времени
осреднения активной мощности. Очевиден практически равно-
мерный характер графика, отсутствие резких изменений на-
грузки

В табл. 8.4 приведены показатели электрических нагрузок
для различных технологических режимов буровой установки
БУ-6500ЭП, полученные в результате экспериментальных ис-
следований и последующей математической обработки резуль-
татов. Характерны достаточно большие значения коэффициен-
тов формы и максимума, свидетельствующие о значительных
колебаниях активной мощности даже в пределах одного техно-
логического режима. Для сравнения там же приведены пара-
метры общесудовой нагрузки для СПБУ 6500 /60.

На стадии проектирования электротехнических систем
весьма актуальны вопросы достоверной оценки электрических
нагрузок объектов обустройства морских месторождений нефти
и газа. От адекватности оценки значения потребляемой мощно-
сти во многом зависит эффективность работы электротехниче-
ской системы проектируемого объекта. Неоправданное завыше-
ние расчетной мощности приводит к удорожанию строительст-
ва элементов системы электроснабжения, фактическому омерт-
влению значительных финансовых ресурсов, росту издержек

Табли на 8.4

Показатели электрической нагрузки для технологических режимов
БУ-6500ЭП и СПБУ 6500/60

Режим	ётй  О, а			Относительная длительность включения
Роторное бурение	490	1,043	1,491	0,54
Турбинное бурение	305	1,122	1,836	0,73
Промывка	360	1,057	1,563	0,15
Спуско-подъемные операции	105	1,423	3,014	0,15
Общесудовая нагрузка	275	1,023	1,478	1.00
при эксплуатации объекта. С другой стороны, занижение рас-
четной мощности еще менее желательно, поскольку приводит к
появлению серьезных проблем, связанных с устойчивостью
электротехнической системы потребителя электрической энер-
гии, обеспечением качества электроэнергии, и создает допол-
нительные трудности при развитии объекта электроснабже-
ния. При автономных системах электроснабжения занижение
расчетной мощности дополнительно может привести к сложно-
стям пуска мощных электроприводов, необходимости режимов
работы без резерва генерирующих мощностей. В настоящее
время для оценки электрических нагрузок используются в ос-
новном следующие методы: метод эффективной нагрузки, метод
упорядоченных диаграмм и вероятностные методы. Разработан
и введен в действие руководящий нормативный документ РД-
51 01 10-85 “Указания по электроснабжению объектов обуст-
ройства морских нефтегазовых месторождений. Часть I. Ука-
зания по категорированию электроприемников и определению
электрических нагрузок”.

Основой метода эффективной нагрузки является определе-
ние среднеквадратичной нагрузки электроприемников в зави-
симости от времени их совместной работы. Определяется
средняя нагрузка объекта или сложного потребителя

Р'=~&М< + РЛ	(84)

" ।

где Р,с, Рк - средняя нагрузка г-го и з-го электроприемников;
- коэффициент включения пары электроприемников.

Затем определяется расчетная нагрузка объекта или слож-
ного потребителя

Р„ = Рг + $4р^Р? ,	(8.5)

где Рэ - эффективная нагрузка объекта, определяемая с учетом
взаимосвязи работы электроприемников.

В свою очередь

Ра=	(8.6)

11	г-1	Г-1

Т	5=1	$=!

где рг, р- эффективная мощность соответственно электропри-
емников г и з; кЬг, кь - индивидуальные коэффициенты вклю-
чения этих электроприемников; ₽ - принятая для расчета
кратность уклонения (обычно от 1 до 3).
В основе метода упорядоченных диаграмм лежит представ-
ление об электрической нагрузке как о случайной величине,
обладающей нормальным законом распределения. Метод осно-
ван на установлении приближенной аналитической зависимос-
ти между коэффициентом спроса и показателями режима
отдельных независимых потребителей. Для расчета коэффи-
циентов использования Ки, формы и максимума К„ гра-
фика нагрузки объекта в целом используются следующие фор-
мулы:

(А^Ф-В),

(8.7)

(8.8)

(8.9)

где Ки - среднее значение индивидуальных коэффициентов
использования,

Укв,/с,,рн,

- в/ эу н/

(8.10)

р - принятая кратность уклонения; [Кк - коэффициент формы
упорядоченной диаграммы коэффициентов включения,

(8.11)

Р„ - номинальная мощность потребителя; п3 - эффективное
число потребителей; - коэффициент формы упорядоченной
диаграммы коэффициентов использования,

Гк„ =71+Э(/’кв-О;

(8.12)

/Сф0 - коэффициент формы за время включения; Кв - среднее
значение коэффициента включения потребителей; Ка - коэф-
фициент включения потребителя; - коэффициент загрузки
потребителя; А, В - коэффициенты, зависящие от значения
коэффициента формы.

Расчетная нагрузка согласно данному методу определяется
по формуле

Р = Кяад,.	(8 13)

Значения А и В находят в справочной литературе.

В основе вероятностных методов расчета электрической на-
грузки лежит разбиение технологического процесса на участки
стационарности, как правило соответствующие конкретному
технологическому режиму. Для каждого потребителя по спра-
вочным коэффициентам графиков нагрузки оцениваются вид и
параметры закона распределения нагрузки и далее методами
математической статистики производится их свертка с учетом
индивидуальных коэффициентов включения и технологических
ограничений на совместную работу потребителей.

Для решения первой задачи предполагается, что известна
номинальная мощность потребителя Ри и коэффициенты за-
грузки Кл, максимума и формы Ио этим данным опре-
деляются следующие параметры неизвестной плотности рас-
пределения:

математическое ожидание МР - РИК3;

дисперсия = Р^К^К* - 1);

95%-ная квантиль Р095 = Р„К-,К„.

Вводится некоторое пространство параметров распределе-
ния активной мощности. Это пространство трехмерно, и в ка-
честве координат принимается средняя мощность Рср, средне-
квадратичная и мощность Рою, соответствующая 95%-ной
квантили распределения. Любое классическое распределение
однозначно задает в этом пространстве некоторую область по-
рядка не выше двух - поверхность для двухпараметрического
распределения и линию для однопараметрического. Эти облас-
ти для /-го распределения заданы параметрически:

Л₽ = /'1(/Чц,аг);	=

где а,, а7 - параметры распределения.

Расчетные коэффициенты графика нагрузки задают в дан-
ном пространстве точку с координатами (х,, г2, х3).

Расстояние от этой точки до г-й области определяется вы-
ражением
3

=л Х(х. -А<7>(й1.с2)2 .	(8.15)

V >=|

Реализация критерия

с2) пни
р4.

позволяет найти наиболее достоверную оценку параметров за-
кона распределения при его заданном виде. Данный критерий
сводится к системе нелинейных уравнений

1йр_Х1)=0; Л=1,2,	(8.16)

которая может быть решена численно методом градиентного
спуска с переменным шагом. В связи с тем, что число рассмат-
риваемых классов распределений счетно, последующая реали-
зация критерия

—> ГПШ
>

осуществляется перебором. Последовательная реализация при-
веденных критериев позволяет получить наиболее адекватную
оценку вида и параметров закона распределения активной
мощности.

После установления оценочной плотности распределения
электрических нагрузок для отдельных потребителей решается
вторая задача - получение плотности распределения активной
мощности для объекта в целом. Для данной задачи учитывают-
ся различия коэффициентов включения потребителей и нали-
чие технологических ограничений на работу отдельных потре-
бителей.

Пусть задана некоторая система потребителей электричес-
кой энергии. Число потребителей известно и равно К. Для
каждого потребителя известны плотность распределения элек-
трической нагрузки и индивидуальный коэффициент включе-
ния Л,. Коэффициент включения трактуется как вероятность
работы г-го потребителя в некоторый произвольный момент
времени. На отдельные потребители наложены связи, запре-
щающие их совместную работу. Система запрещающих связей
формализуется посредством матрицы связей [5], элемент кото-
рой 5,у = 1, если совместная работа потребителей 1 и / запре-
щена, и он равен нулю в противном случае.
Вся система потребителей разбивается на группы по при-
знаку наличия запрещающих связей между потребителями
внутри группы и их отсутствия вне нее. Таким образом, полу-
ченные группы между собой не связаны.

Для группы составляется матрица включений [5] Элемент
матрицы - 1, если у-й потребитель включен в варианте 1.
Строка матрицы [б] называется вариантом включения. Если
какой-либо вариант включения предполагает совместную рабо-
ту потребителей, имеющих запрещающую связь, то его коэф-
фициент включения (вероятность реализации) будет равен
нулю. Для любого разрешенного варианта включения I группы
т, кроме первого, в котором все потребители отключены, ко-
эффициент включения будет определяться как

а^П^Пс1-**)-	(8.17)

*«-* Ьц-0

4-1	4=1

й* /

Л;*1	’О*1

Ь/Л1 €>//-!

Все варианты, содержащиеся в матрице включений, как ре-
ализуемые физически, так и нереализуемые вследствие нали-
чия запрещающих связей, составляют полную группу событий
Тогда

/-

#т> =	(8.18)

Ы2

где гт - число потребителей в т-й группе.

Плотность распределения активной мощности для ва-
рианта включения может быть найдена как свертка плотностей
распределений включенных в нем потребителей, так как по-
требители независимы и имеют внутри варианта общий коэф-
фициент включения. Варианты реализуются только по отдель-
ности, следовательно, плотность распределения активной
мощности для группы в целом

2'-

чгя = Х^'яЧ(м>-	(8.19)

1=1

Группы по условию их выделения между собой не связаны.
Следовательно, их электрические нагрузки суть независимые
случайные величины, чьи плотности распределения могут быть
свернуты для получения плотности распределения активной
мощности для объекта в целом.

Предлагаемые алгоритмы последовательно реализуют
представление об электрической нагрузке как о случайной
величине, обладающей некоторым, как правило, априорно не-
известным законом распределения. В случае кусочной стацио-
нарности графика электрической нагрузки объекта электро-
снабжения участки стационарности реализуются только от-
дельно друг от друга; следовательно, после получения плотно-
сти распределения для каждого из участков они могут быть
также просуммированы. Таким образом, будет получена плот-
ность распределения для объекта в целом и для каждого участ-
ка стационарности графика нагрузки, что обычно соответствует
тому или иному технологическому режиму. На выходе метода
получают плотность распределения электрической нагрузки
для объекта в целом и все необходимые характеристики на-
грузки. Методы реализованы в виде пакетов прикладных про-
грамм.

Для объектов, имеющих централизованное электроснабже-
ние, в основном используются методы эффективной нагрузки и
упорядоченных диаграмм, для автономных по электроснабже-
нию объектов - метод упорядоченных диаграмм и вероятност-
ные методы.

8.5.	ВЫБОР ВАРИАНТОВ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
МОРСКИХ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

Выбор варианта электроснабжения морских неф-
тегазовых объектов представляет собой достаточно сложную
комплексную технико-экономическую задачу. При ее решении
стремятся минимизировать общие расходы на электроснабже-
ние объекта за весь его срок службы. В качестве составляю-
щих общих расходов рассматриваются капитальные вложения,
эксплуатационные расходы и ожидаемый ущерб от нарушений
нормального режима электроснабжения. В целом задача носит
вероятностный характер. Для оценки ожидаемого ущерба ис-
пользуются следующие модели надежности: для кабельных и
воздушных линий - модель процесса гибели и размножения,
для автономных электростанций — модель системы с задер-
жанным вводом резерва. При проектировании электроснабже-
17*	259
ния стационарных объектов (МСП), расположенных на отно-
сительно небольших расстояниях от берега, обычно рассмат-
риваются варианты питания от централизованных источников
по подводным кабельным линиям. Технические данные некото-
рых подводных кабелей приведены ниже.

Технические данные подводного кабеля ПВПКШП на номинальное

напряжение 35 кВ

Площадь сечения жилы, мм2...................... 95	120

Сопротивление при 20 'С,	Ом/км................. 0,193	0,153

Индуктивность, мГ/км........................... 0,205	0,190

Емкость, мкФ/км................................ 0,19	0,20

Допустимый ток, А...... ....................... 400	455

Масса, кг/км.. . ...	..	..	.	3x3850	3x4270

Строительная длина, км......... 1,0	1,0

Технические данные подводного кабеля 2Х82У2УКАА (ФРГ) на номинальное напряжение 6-10 кВ								
Площадь жилы, мм2 Сопротивление при	35	50	70	95	120	150	185	240
90 °С, Ом/км ... 	  Индуктивность,	0,67	0,49	0,34	0,25	0,20	0.16	0,13	0,10
мГ/км 		0.47	0,44	0,42	0,40	0,38	0,37	0,35	0,34
Емкость, мкФ/км	0,22	0,24	0,27	0,30	0,33	0,36	0.39	0,44
Допустимый ток, А	187	220	269	321	364	405	457	528
Масса, кг/км 		10 500	И 000 12 50014 000			15 000	17 000	18 500	21 500

Возможность электроснабжения по воздушным линиям элек-
тропередачи обычно рассматривается только на незначитель-
ные расстояния и при глубине моря до нескольких метров
При использовании воздушных линий их класс изоляции вы-
бирается на ступень выше, чем для сухопутных того же на-
пряжения. Если проектом обустройства месторождения преду-
сматривается сооружение нескольких платформ, могут рассма-
триваться варианты, связанные со строительством централь-
ной энергетической платформы (ЦЭП). Такие варианты могут
быть оптимальными, если проектом предусмотрена централь-
ная технологическая платформа (ЦТП). Возможно совмещение
функций ЦЭП и ЦТП на одном основании - это существенно
снижает капитальные затраты. На ЦЭП может размещаться
автономная электростанция или главная понизительная под-
станция морского промысла.

После окончания этапа фонтанной эксплуатации месторож-
дения начинается этап механизированной добычи нефти. На
морских промыслах обычно используют погружные бесштанго-
вые насосы или газлифтный способ. При газлифтном способе
эксплуатации, как правило, сооружается специальное основа-
ние для размещения компрессоров и запорной арматуры. Та-
Рис, о Варианты электроснабжения

<Ю,ф- 1	морских ст*дионар1гы1 платформ:

/ - Трансформаторная подстанция; 2 ~

е -г	автономная ^ектрфспищия; 7 - эдлрнй-

_	выЙ двэетъ-генератор
кие основания называют центральными газлифтными плат-
формами (ЦГП). Функции ЦТП, ЦГП и ЦЭП также могут
совмещаться на одном основании или в комплексе платформ,
связанных общими коммуникациями и имеющих общие жилые,
бытовые и транспортные блоки. Такое совмещение функций
снижает удельные затраты на каждый из названных объектов.

При выборе варианта электроснабжения и конкретного со-
става оборудования необходимо руководствоваться руководящим
нормативным документом РД-51-01-23-86 “Принципы подбора
энергетического оборудования морских стационарных плат-
форм”.

В качестве примера на рис. 8.6 приведены варианты элект-
роснабжения, рассмотренные при проектировании обустройст-
ва одного из месторождений нефти на шельфе Балтийского
моря при кратчайшем расстоянии от береговой линии более
20 км и глубине моря 32 м. Проектом предусматривалось со-
оружение двух МСП. Было рассмотрено четыре варианта эле-
ктроснабжения. Два варианта предусматривали электроснаб-
жение МСП от береговых источников по подводным кабельным
линиям - как с сооружением ЦЭП, так и без него. Два других
варианта предполагали электроснабжение МСП от автономной
электростанции с генераторами различной мощности (от 800
до 2000 кВт), расположенной либо на ЦЭП, либо на каждой
МСП. Расчетами был определен оптимальный вариант элект-
роснабжения с индивидуальными автономными электростанци-
ями из трех дизель-генераторов мощностью 2000 кВт каждый.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1.	Перечислите основные типы объектов обустрой-
ства морских месторождений нефти и газа. Назовите их ха-
рактерные особенности.

2.	Назовите основные преимущества буровых установок с
приводом постоянного тока.

3.	Опишите системы позиционирования плавучих буровых
установок. Укажите типы и мощности приводных двигателей
систем позиционирования.

4.	Перечислите требования к электроэнергетическим систе-
мам объектов обустройства морских месторождений нефти и
газа.

5.	Опишите структуру схемы генерации электрической
энергии на морских объектах нефтяной и газовой промышлен-
ности.
6.	Назовите характерные особенности графиков электричес-
ких нагрузок объектов обустройства морских месторождений
нефти и газа.

7.	Перечислите методы оценки электрических нагрузок объ-
ектов обустройства морских месторождений нефти и газа,
укажите исходные данные для применения этих методов и их
характерные особенности.

8.	Назовите основные цели выравнивания электрических
нагрузок на морских объектах нефтегазодобычи.

9.	Назовите основные подходы к выбору варианта схемы
электроснабжения морских нефтегазовых промыслов.
9

ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ

КОМПЛЕКСЫ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

УСТАНОВОК НАСОСНОЙ

глава ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

9.1.	ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Значительную часть добываемой в России нефти
получают из скважин, оборудованных для механизированной
добычи, которую осуществляют насосным и компрессорным
способами. Для насосной добычи используют штанговые плун-
жерные насосы или бесштанговые погружные центробежные
электронасосы. Область экономически целесообразного приме-
нения того или другого вида насосной установки определяется
сочетанием суточной производительности скважины О и глу-
бины подвески насоса р .

Для глубиннонасосных штанговых установок эта область
характеризуется значениями О = 5~50	м3/сут, при р до

1600 м и достигает О = 300 м3/сут при уменьшении р до
400 м. Бесштанговые погружные насосы используются на
скважинах с форсированным отбором жидкости при значениях
О = 400-500 м3/сут и на скважинах с меньшей производи-
тельностью О = 40-300 м3/сут при р от 400 до 2800 м.

Основные элементы глубиннонасосной установки. В глу-
биннонасосной установке (рис. 9.1, плунжерный глубинный
насос 1 подвешивается на колонне насосных труб 3; при по-
мощи колонны штанг 4 плунжеру насоса сообщается возврат-
но-поступательное движение с передачей энергии от баланси-
ра 7 станка-качалки. Станок-качалка с электродвигателем 12 и
редуктором 10 преобразует вращательное движение в возврат-
но-поступательное движение балансира.

Собственно насос (рис. 9.1, • ) содержит цилиндр 3, внутри
которого перемещается плунжер 4. При ходе плунжера вверх
открывается нижний (приемный) клапан 5 при закрытом
264
а

б

Рис. 9.1. Основные элементы глубиннонасосной установки ( ' ’ ) и плунжерного
насоса ( )

верхнем клапане 2. Жидкость из скважины засасывается в
цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз клапан 5 закрывается, а нефть
через открывающийся клапан 2 выдавливается в пространство
насосных труб, идущих от устья скважины, к которым при-
креплен насос с помощью верхней муфты 1.

Колонна штанг в нижней части соединена с плунжером на-
соса 2 (см. рис. 9.1, ^), а на устье скважины она через устье-
вой шток 5 связана с головкой балансира станка-качалки 6.
Балансир 7 с помощью шатунов 8 соединен с кривошипами 9,
вал которых через редуктор 10 и клиноременную передачу 11
связан с электродвигателем 12. Изменяя расстояние от криво-
шипного вала до места присоединения шатуна к кривошипу,
можно в определенных пределах регулировать длину хода
точки подвеса штанг, а значит, и плунжера насоса.

Для уравновешивания нагрузки подвижной системы станка-
качалки и двигателя при ходе колонны штанг вниз и вверх
применены балансирный 13 и кривошипный 14 противовесы.
Частоту качаний балансира можно изменять путем установки
шкивов различных диаметров у клиноременной передачи 11.
Диапазон изменения частоты качаний у разных типов станков-
качалок составляет от 4,7 до 15 в минуту.

Согласно действующему в настоящее время ГОСТу предус-
матривается девять базовых моделей (и 20 типоразмеров)
станков-качалок с наибольшей допустимой нагрузкой 20-
200 кН, максимальной длиной хода точки подвеса штанг 42-
600 дм и наибольшей частотой качаний балансира от 5 до 12 в
минуту. Мощность электродвигателей для привода этих стан-
ков составляет 1,7-55 кВт.

Если не снабдить станок-качалку приспособлениями для
уравновешивания, то нагрузки приводного электродвигателя
при ходе плунжера вверх и вниз будут резко отличаться, что
значительно ухудшает энергетические показатели. При ходе
плунжера вверх в точке подвеса штанг приложена статическая
нагрузка, создаваемая весом столба жидкости над плунжером,
весом самих штанг и силами трения. Последние обусловлены
трением плунжера о стенки цилиндра насоса, трением штанг
о жидкость и внутреннюю поверхность насосных труб, гид-
равлическими сопротивлениями при перемещении жидкости
через насос и трубы. Эта нагрузка не прикладывается внезап-
но, а постепенно возрастает в начальный период хода вверх
благодаря демпфирующему действию упругих деформаций
штанг и труб. Кроме статической нагрузки к точке подвеса
штанг оказываются приложенными и динамические силы, воз-
никающие вследствие инерционных свойств масс штанг и
столба жидкости и продольных колебаний последних. Резуль-
тирующая сила, приложенная в точке подвеса штанг, при ходе
плунжера вверх направлена против движения и создает мо-
мент сопротивления, который преодолевается двигателем. При
ходе плунжера вниз результирующая статическая нагрузка в
точке подвеса штанг действует в направлении движения и раз-
гружает двигатель. Она определяется весом штанг за вычетом
веса занимаемого ими объема жидкости и сил трения. Вес
жидкости над плунжером не действует на штанги. Так как
верхний клапан насоса открыт, а нижний закрыт, то этот вес
266
через нижний клапан передается насосным трубам. При изме-
нении направления движения плунжера усилие в точке подве-
са штанг не принимает мгновенно своего установившегося зна-
чения, а постепенно убывает вследствие упругих деформаций
штанг и труб.

Момент, обусловленный динамическими силами, при ходе
плунжера вниз направлен против движения. Результирующий
момент сопротивления при ходе плунжера вниз у неуравнове-
шенного станка-качалки значительно меньше, чем при ходе
плунжера вверх, и в ряде случаев даже может менять знак,
т.е. совпадать по направлению с направлением движения. При
этом двигатель переходит в генераторный режим и работает в
качестве тормоза с отдачей в сеть электрической энергии.
Точка подвеса штанг А (см. рис. 9.1, при работе станка-
качалки совершает колебательное движение, перемещаясь по
вертикали благодаря цепной подвеске устьевого штока. Соот-
ветствующий конец балансира перемещается по дуге. В связи
с этим скорость перемещения точки А изменяется по закону,
близкому к гармоническому. При определенной нагрузке, при-
ложенной к точке подвеса штанг, момент и мощность будут
изменяться гармонически во времени.

На основные пульсации мощности, определяемые сказан-
ным, накладываются дополнительные затухающие со временем
пульсации, возникающие в результате продольных колебаний
штанг.

За один цикл работы насоса - одно качание - каждый из
графиков (рис. 9.2) имеет два максимума и два минимума.
Максимумы относятся к средним положениям балансира, а ми-
нимумы - к крайним. Станок-качалка уравновешивается с по-
мощью противовесов, устанавливаемых на плече балансира,
противоположном точке подвеса штанг, либо на кривошипах. В
первом случае говорят о балансирном уравновешивании, во
втором - о кривошипном уравновешивании. Часто применяют
комбинированное уравновешивание (см. рис. 9.1, $), при кото-
ром противовесы размещаются и на балансире, и на кривоши-
пах.

При уравновешивании станка-качалки исходят из необходи-
мости обеспечения наименьшего среднеквадратичного значе-
ния вращающегося момента за полный цикл работы, которому
соответствуют ходы плунжера вверх и вниз. Опыт показывает,
что при этом практически обеспечивается и равенство макси-
мумов вращающегося момента за оба полуцикла, т.е. при ходе
плунжера вверх и при ходе его вниз, а также равенство ра-
бот, совершаемых двигателем за оба полуцикла.
1 2 3 4 5 ^ с	1 2 3 4 5

Рис. 9.2. Графики мощности на валу электродвигателя станка-качалки, соответ-
ствующие 10 качаниям в минуту:

# - уравновешенного;  - неуравновешенного

Таким образом, достаточно уравновесить станок-качалку та-
ким образом, чтобы соблюдалось условие равенства максимумов
момента за оба полуцикла. Соблюдение этого условия может
быть очень просто проверено, поскольку сила тока пропорцио-
нальна вращающемуся моменту электродвигателя. По пиковым
значениям тока статора двигателя при ходе плунжера вверх I в
и 1Н можно судить о моментах. У применяемых для привода
станков-качалок короткозамкнутых асинхронных двигателей
при достаточно большой загрузке ток статора и момент без
больших погрешностей можно принимать пропорциональными
друг другу. Поэтому при идеальном уравновешивании 1в = I н.

Под степенью неуравновешенности станка понимают

О = 2(1В - 1Н)/(1В + 1Н).	(9.1)

При этом считается, что станок-качалку следует доуравнове-
сить, если О > 0,1. Силу тока обычно измерШот измеритель-
ными клещами.

Погружные бесштанговые центробежные насосы приводятся
в действие электродвигателем, помещенным в скважине совме-
стно с насосом. Благодаря этому устраняется длинная движу-
щаяся механическая связь (штанги) между приводом и насо-
сом, входящая как основной элемент в глубиннонасосную уста-
новку с плунжерными насосами. Это позволяет повысить мощ-
ность погружного насоса, т.е. его напор и подачу, применять
центробежный тип насоса, наиболее подходящий для высоких
отборов жидкости из скважины. Полезные мощности бесштан-
говых насосов, достигаемые при эксплуатации скважин, в 1,5-
3 раза больше, чем мощности штанговых. Вместе с тем при
использовании бесштанговых насосов, хотя и упрощается ком-
плекс сооружений на поверхности, но существенно усложня-
ется погружное оборудование.
Основные элементы бесштанговой насосной установки.

Бесштанговая насосная установка с погружными центро-
бежными насосами включает в себя следующие основные эле-
менты (рис. 9.3): погружной центробежный насос 3 с сетча-
тым фильтром и специальный электродвигатель 1 с гидроза-
щитой (протектором) 2, подвешенные в скважине на насосных
трубах; питающий кабель 5, прикрепленный к насосным тру-

Рис. 9.3. Основные элементы бесштанговой насосной установки
бам с помощью скоб и намотанный на барабан 7; трансформа-
тор 8 и станцию управления 9. В колонне труб выше насоса
установлен обратный клапан 4, предназначенный для удержи-
вания столба жидкости при остановке насоса и облегчения ус-
ловий последующего пуска. Выше обратного клапана располо-
жен спускной клапан 6, обеспечивающий слив жидкости при
подъеме агрегата. Погружной насос имеет большое число сту-
пеней, каждая из которых состоит из рабочего колеса и на-
правляющего аппарата, собранных на валу и вставляемых в
стальную трубу - корпус насоса. Нижняя часть насоса с поло-
стью всасывания жидкости отделена от протектора и двигате-
ля сальником.

Промышленностью выпускаются центробежные насосы
ЭЦН около 30 типоразмеров с подачей от 40 до 500 м3/сут и
номинальным напором 445-1480 м.

Для работы в сильнообводненных скважинах с содержани-
ем в жидкости повышенных количеств песка разработаны и
внедрены в эксплуатацию износостойкие насосы ЭЦН с неко-
торыми конструктивными изменениями (применены резина,
пластмасса, хромистые стали), повышающими стойкость насо-
са против износа и коррозии.

9.2.	ВЫБОР ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

ДЛЯ СТАНКОВ-КАЧАЛОК
И ПОГРУЖНЫХ НАСОСОВ

Мощность электродвигателей для станков-
качалок. Чтобы определить мощность электродвигателя для
привода станка-качалки, необходимо знать подачу насоса и
глубину его подвески, а также некоторые параметры насоса и
станка.

Существует несколько формул для определения мощности.
Остановимся на двух из них, дающих достаточно хорошие ре-
зультаты при выборе двигателей по нагреву для станков-
качалок нормального ряда. Согласно формуле Б.М. Плюща и
В.О. Саркисяна эффективная мощность электродвигателя

ёэ = (К! + К2<38)п/т)п,	(9.2)

где <3 - масса столба жидкости над плунжером, определяемая
полной площадью плунжера и высотой подачи жидкости, кг;

8 - длина хода устьевого штока, м; п - число качаний в секун-
ду; Лп _ КПД передачи от вала электродвигателя к валу кри-
вошипа, которым учитываются потери в редукторе и клиноре-
менной передаче (0,96-0,98); К! - коэффициент, зависящий от
типа станка-качалки; К2 _ коэффициент, значение которого
может быть определено для насосов диаметром 28-120 мм по
формуле

К2 = 126 • 10“2

/	О 2	}2

0,28 1 + 3,6^—105 + а2

I сГ )

(9.3)

Здесь с1 - диаметр плунжера насоса, мм; ап - коэффициент
подачи установки, представляющий собой отношение фактиче-
ской подачи установки О к теоретической подаче От, определя-
емой полным объемом, описываемым плунжером при равенстве
хода последнего ходу устьевого штока 8.

Фактически ход плунжера меньше 8 вследствие деформа-
ции штанг и труб. Часть объема, освобождающегося под плун-
жером при ходе его вверх, остается незаполненной из-за на-
личия газа в цилиндре и запаздывания открытия и закрытия
клапанов, часть жидкости утекает через неплотности. Значе-
ния ап для нового насоса лежат в пределах 0,8-0,85.

Подача насосной установки

О = 0,785ап 8пс12-10	м3/с.	(9.4)

Ориентировочные значения коэффициента К! приведены
ниже.

качалка... СК2-0,6-250 СКЗ-1,2-630 СК5-3-2500 СК10-3-5600 СК10-4,5-8000
К,.....	1,2	2,1	6	9,6	13,2

Эффективную мощность электродвигателя можно опреде-
лить по формуле

ёэ = 1,7КоК,О2НЗп-10 7 +ес, кВт,	(9.5)

где Ко - относительный коэффициент формы кривой вращаю-
щего момента на валу электродвигателя, равный отношению
фактического коэффициента формы кривой к коэффициенту
формы для синусоиды, равному 1,11, т.е. Ко = Кф/1,11; К* -
поправочный коэффициент, зависящий от отношения истинно-
го пробега плунжера к длине устьевого штока (учитывающий
влияние деформации штанг и труб); д - глубина подвески
насоса, м; ё 0 - постоянные потери в станке-качалке, не зави-
сящие от нагрузки (потери "холостого хода"), кВт.

Например, для станка-качалки 8СК при 8 = 3,5 м, с1 =
= 44 мм, д = 1200 м и п = 10 качаний в минуту Ко = 2,62; К^. =
= 0,91; ё0 = 0,3 кВт. По формуле (9.5) получим ё э = 33,7 кВт.
По значению ё э, найденному по формуле (9.2) или (9.5),
подбирают двигатель с номинальной мощностью ё н таким об-
разом, чтобы ё н > ё э. При разработке новых серий электро-
приводов станков-качалок или выполнении специальных ис-
следований, когда необходимо получить более точные данные
для выбора двигателя, строят нагрузочные диаграммы ё = Т(1).
Построение последних, а также исследование переходных
процессов электропривода основываются на составлении и
решении уравнения движения электропривода. Имея нагрузоч-
ную диаграмму, методом эквивалентного тока или мощности
находят необходимую номинальную мощность электродвига-
теля.

Выбранный по условиям нагрева двигатель не во всех слу-
чаях будет удовлетворять требованиям работы в приводе стан-
ка-качалки. Он должен удовлетворять условиям пуска станка-
качалки и условиям преодоления пиков нагрузочного момента
при работе установки. При пуске станка-качалки двигатель
должен развивать момент, обеспечивающий преодоление ста-
тического момента сопротивления и некоторый избыточный
момент, необходимый для ее разгона до установившейся скоро-
сти. Статический момент сопротивления при пуске превышает
соответствующий момент при установившемся режиме вслед-
ствие увеличенных сил трения, обусловленных заеданием
движущихся частей, выжиманием смазки, наличием песчаных
пробок и др.

Процесс пуска зависит также от начального положения
кривошипа станка и от того, как изменяется нагрузка непо-
средственно после начала пуска. Следует также учитывать, что
в случае снижения напряжения в питающей сети во время
пуска двигателя соответственно уменьшается начальный пуско-
вой момент двигателя.

Расчеты и практика показывают, что при а п/а н = 2 ус-
пешно запускаются все типы станков-качалок, причем время
разгона для малых и средних станков составляет 0,5-5 с, а
для некоторых типов тяжелых станков возрастает до 4-10 с.
Двигатели с кратностью пускового момента 1,8-2 следует счи-
тать пригодными для станков-качалок.

Что касается кратности максимального момента Л, =
= « тах/Мн, то необходимое значение ее составляет 1,8-1,9
при хорошем уравновешивании станка-качалки. Вероятность
перегрузок двигателя возрастает в случае использования насо-
сов малых диаметров при больших частотах качаний, а также
больших длинах хода и глубинах подвески насоса. Поэтому
наибольшие значения Л, относятся к этим условиям.
Обычно кратность максимального момента по отношению к
номинальному у асинхронных двигателей привода станков-
качалок составляет 2,1-2,8, что обеспечивает надежную работу
электропривода с перегрузками и при значительных снижени-
ях напряжения в питающей сети.

Даже при идеальном уравновешивании станка-качалки гра-
фик нагрузки двигателя остается неравномерным, так как не
уничтожаются ее пульсации, определяемые законом изменения
скорости точки подвеса штанг. Вследствие этого КПД и со8ф
асинхронного двигателя снижаются против номинальных, со-
ответствующих постоянной нагрузке, даже при условии равен-
ства номинальной мощности ё н среднеквадратичной мощности
нагрузки ё э. При ухудшении уравновешивания увеличивается
коэффициент формы нагрузочного графика Кф. Недогрузка
двигателя по нагреву, т.е. работа при еэ < ё н, в свою очередь,
снижает его КПД и со8ф. При работе двигателя с периодичес-
ки меняющейся нагрузкой его КПД и со8ф зависят от коэф-
фициента формы нагрузочного графика Кф и соответственно
от КПД и созф при постоянной во времени нагрузке.

При переменной циклической нагрузке КПД двигателя
привода станка-качалки за цикл нагрузки определяют по фор-
муле

Пц = е сР/(<? ср + Ае ),	(9.6)

где ё ср - средняя мощность на валу двигателя за цикл; Ае -
среднее значение потерь мощности в двигателе за цикл.

Выбрав двигатель по эквивалентной (среднеквадратичной)
мощности е э(е н > ё э) и обозначив КПД, соответствующий
эквивалентной мощности, гр, получим

Аё = (1 - гр)еэ/г)р	(9.7)

Подставив (9.7) в (9.6) и учитывая, что е э/е ср = Кф, можно
записать:

Рсрй-^-щ^эАз

Из формулы (9.8) видно, что гр тем сильнее зависит от ко-
эффициента формы нагрузочного графика, чем меньше гр.

Эксплуатационный коэффициент мощности при цикличес-
кой нагрузке со8фц определяют по формуле

со8фд = Р'1'1—,	(9.9)

л/зЩ! 1Э

где ё 1ср - средняя активная мощность, потребляемая трехфаз-
ным двигателем из сети за цикл нагрузки; 11э - среднеквадра-
тичное за цикл нагрузки значение силы тока статора двигате-
ля; Ш ! - линейное напряжение сети.

Учитывая, что

& 1ср & Ср/Т|ц в э/КфТ)ц,

получим

СО8фц----г----2-----.

7зи111эт1цкф

(9.10)

Коэффициент мощности при постоянной нагрузке, равной
среднеквадратичной за цикл,

со8фэ = Рэ-----.	(9.11)

Из формул (9.10) и (9.11) следует, что

СО8фц = СО8фэТ]э/К фТ]ц.

Заменив т]ц его выражением из (9.8), получим
СО8фц = СО8фэ[(цэ/ Кф) - Т]э + 1].

(9.12)

(9.13)

При помощи формул (9.8) и (9.13) можно вычислить зна-
чения т]ц и со8фц в зависимости от коэффициента формы на-
грузочного графика Кф для различных значений загрузки дви-
гателя К3 = е3/ен. От величины К3 зависят трр и С08фр данно-
го двигателя. Как указывалось ранее, чем лучше уравновешен
станок-качалка, тем меньше Кф. Например, для станка-качалки,
приводящего в действие насос диаметром 56 мм, при ускорении
перемещения точки подвеса штанг 0,5 м/с2 коэффициент
формы нагрузочного графика изменяется от 1,46 при идеально
уравновешенном станке-качалке до 3,94 при неуравновешенном.

При полном использовании двигателя по нагреву (К3 = 1)
КПД и коэффициент мощности цикла при переходе от урав-
новешенного станка к неуравновешенному снижаются. Эти по-
казатели уменьшаются интенсивнее при снижении нагрузки
двигателя. Даже при самых благоприятных условиях, соответ-
ствующих К3 = 1 и полному уравновешиванию, двигатель бу-
дет иметь КПД и коэффициент мощности цикла (т]ц, со8фц)
меньше, чем при постоянной нагрузке, равной среднеквадра-
тичной за цикл.

Мощность электродвигателей погружных центробежных
насосов. Мощность погружного электродвигателя должна со-
ответствовать параметрам выбранного насоса, а его номиналь-
ная подача и напор - оптимальному дебиту скважины и пол-
ному напору, требуемому для подъема жидкости.

Мощность на валу центробежного насоса

ё = ОН р-9,81 -Ю-Упнас,	<9.14)

где О - подача насоса, м3/с; р - напор, развиваемый насосом,
м; р - плотность жидкости, кг/м3; т]нас- КПД насоса.

Величины О и г определяются точкой пересечения харак-
теристики насоса и скважины. В каталоге насосов указывается
и соответствующий данному типу насоса электродвигатель.
Например, насосу 1ЭЦН6-500-450 с номинальной подачей О =
= 500 м3/сут и номинальным напором р = 445 м соответствует
двигатель ПЭД-46-123 номинальной мощностью ё н = 46 кВт.
Обычно насос выбирают таким образом, чтобы О соответство-
вала оптимальному дебиту скважины. Если при этом р равен
полному напору, необходимому для подъема жидкости, р с, то
скважина и насос будут работать в оптимальном режиме. Если
р с > р , то насос будет работать с подачей, меньшей опти-
мального дебита скважины, и с низким т]нас. Если р превосхо-
дит р с, то насос будет работать с подачей, превышающей оп-
тимальный дебит скважины. При этом КПД насоса будет сни-
жен, а большой приток жидкости в скважину может ухудшить
условия ее эксплуатации.

9.3.	ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ И СИСТЕМЫ
УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОПРИВОДАМИ
СТАНКОВ-КАЧАЛОК

Электродвигатели. Для привода станков-качалок
нибольшее распространение получили асинхронные коротко-
замкнутые двигатели в закрытом обдуваемом исполнении с
синхронной частотой вращения вала 1500 об/мин. Техничес-
кие характеристики электродвигателей серии 4А, применяе-
мых для электропривода станков-качалок, приведены в табл.
9.1.

Вычисленные по формуле (9.13) значения коэффициента
мощности со8фц для асинхронных двигателей лежат в преде-
лах 0,55-0,64 и зависят от коэффициента загрузки К3, а также
мощности двигателя. Стремление повысить коэффициент мощ-
ности на подстанциях, питающих глубиннонасосные установ-
ки, привело к разработке для станков-качалок электроприводов
с синхронными двигателями. Развитие силовой полупроводни-
ковой техники позволило применить в этом случае маломощ-
Таб ли ца 9.1

Основные технические данные двигателей серии 4А на 380 В для привода
станков-качалок

Тип двига- теля	При номинальной загрузке				Кратность по отношению к номинальному			Масса, КГ
	ё, кВт	П, об/ мин	кпд, %	СО8ф	пусково- го мо- мента	макси- мального момента	пусково- го тока	
4А80В4	1,5	1415	77	0,83	2	2,2	5	20,4
4А90Б4	2,2	1425	80	0,83	2,1	2,4	6	28,7
4А10084	3	1435	82	0,83	2	2,4	6	36
4А100Б4	4	1430	84	0,84	2	2,4	6	42
4А112М4	5,5	1445	85,5	0,85	2	2,2	7	56
4А13284	7,5	1455	87,5	0,86	2,2	3	7,5	77
4А132М4	И	1460	87,5	0,87	2,2	3	7,5	93
4АР16084	15	1465	87,5	0,87	2	2,2	7,5	135
4А160М4	18,5	1465	88,5	0,87	2	2,2	7,5	160
4АР18084	22	1460	90	0,87	2	2,2	7,5	175
4А180М4	30	1460	90	0,87	2	2,2	7,5	195
4АР200Б4	45	1470	92	0,88	2	2,2	7,5	310
4АР225М4	55	1475	92,5	0,88	2	2,2	7	355

ные синхронные двигатели типов СДБ81-4 и СДБПК81-4 с
питанием обмотки возбуждения от сети переменного тока через
компактные полупроводниковые выпрямители.

Технические данные синхронных двигателей для станков-качалок

Тип......... СДБ31-4Н	СДБ41-4Н	СДБ51-4Н	СДБ71-4Н	СДБ81-4Н

Мощность, кВт	1,5	3	5,5	11	20

КПД......... 0,78	0,87	0,88	0,89	0,91

Двигатели рассчитаны на номинальное напряжение 380 В,
частота вращения 1500 об/мин. Начальный пусковой мо-
мент этих двигателей а п = (1,2 - 1,8)ан, пусковой ток 1п =
= (3,5 - 5)1 н, входной момент а вх = (0,25 - 0,35)а н, макси-
мальный момент а тах > 1,7 а н.

Несмотря на небольшую кратность входного момента, двига-
тели СДБ привода станка-качалки надежно втягиваются в
синхронизм в периоды минимума нагрузки (ход плунжера
вниз).

Бесконтактные синхронные электродвигатели серии СДБ
имеют внешний магнитопривод, станину, подшипниковые щи-
ты, ротор с когтеобразными полюсами и обмотки возбужде-
ния, расположенные в подшипниковых щитах. Роторы двига-
телей снабжены пусковой "беличьей клеткой", полюсными на-
конечниками прямоугольной формы и торцевыми короткозамк-
нутыми кольцами. Имеется возможность питания обмотки воз-
буждения через системы автоматического регулирования на-
пряжения возбуждения и управления пуском электродвигателя.
Эти двигатели при номинальной нагрузке работают с созср = 1,
а при снижении нагрузки генерируют реактивную мощность,
отдавая ее в питающую сеть и тем самым повышая результи-
рующий коэффициент мощности сети, к которой присоедине-
ны асинхронные двигатели.

Системы управления электроприводами станков-качалок.
Для управления электроприводами станков-качалок применя-
ются блоки управления серии БГШ (рис. 9.4). Блоки могут
быть также использованы при групповом АПВ и отсутствии
АПВ вообще. По номинальной силе тока в главной цепи
(выключатель А1) различают блоки на 15, 20, 40 и 100 А.

Конструктивно блок выполнен в виде металлического шка-
фа водо- и пылезащищенного исполнения, предназначенного
для работы на открытом воздухе. В шкафу смонтирована вся
аппаратура блока. Снаружи шкафа закреплен привод с руко-

Рис. 9.4. Принципиальная электрическая схема блока управления БГШ:

$ - с АПВ, местным и дистанционным управлением;  - с автоматическим
управлением в зависимости от давления в выкидном коллекторе скважины;
, - с автоматическим управлением в режиме периодической эксплуатации
яткой для включения автоматического выключателя А1.

На боковую стенку шкафа выведена рукоятка управления
универсального кулачкового переключателя I ё ; здесь же рас-
положены штепсельный разъем, предназначенный для присо-
единения переносного электрифицированного инструмента, и
рукоятка пакетного выключателя. Автоматический выключатель
/11 с электромагнитным расцепителем служит для защиты от
токов короткого замыкания и отключения блока и двигателя от
сети при осмотрах и ремонтах. Автоматический выключатель
А 2 защищает от токов короткого замыкания в цепи питания
переносного электрифицированного инструмента.

Управление двигателем осуществляется при помощи пере-
ключателя I ё , имеющего одно фиксированное (нулевое) по-
ложение рукоятки с самовозвратом в это положение. Для ме-
стного пуска двигателя от руки с места установки блока после
включения выключателя А1 рукоятку переключателя I ё пере-
водят в положение, при котором замкнуты его контакты 1 — 1 и
2—2. Катушка контактора а а возбуждается без выдержки вре-
мени, его главные контакты подключают двигатель к сети. При
отпускании рукоятки переключатель I ё возвращается в ис-
ходное положение, контакты 1—1 размыкаются, при этом кон-
такты 2—2 замкнуты и двигатель продолжает работать.

В случае исчезновения или резкого снижения напрНкения
во время работы двигателя он отключается от сети, так как
прекращается питание катушки а а . Последующее восстанов-
ление напрЕкения приводит к возбуждению катушки реле
времени е(7. Через установленное время замыкается контакт
е (7 и получает питание катушка а а . Двигатель станка-качалки
присоединяется к сети, осуществляется его АПВ. Катушка ре-
ле е (7 обесточивается размыкающим блок-контактом а а . Кон-
такт е(7 размыкается, однако в катушке а а ток продолжает
протекать, так как цепь этого контакта шунтирована замыкаю-
щим блок-контактом а а .

Для отключения электродвигателя без последующего АПВ
рукоятку переключателя переводят в положение, при котором
оба его контакта размыкаются, обесточивается катушка а а , и
двигатель отключается от сети.

При дистанционном управлении с диспетчерского пункта
управление электродвигателем производится при помощи кон-
такта № аппарата, находящегося на диспетчерском пункте.
При этом АПВ не осуществляется.

При аварийном состоянии скважины (обрыв штанг, штока,
заклинивание плунжера и т.д.) замыкается контакт инерцион-
ного магнитного выключателя а а (7 , с помощью которого воз-
278
буждается и самоблокируется реле <?2. Размыкающий контакт
<?2 обесточивает катушку контактора а а , что приводит к от-
ключению двигателя. После ликвидации аварии реле <?2 при-
водится в исходное положение путем отключения автоматичес-
кого выключателя А1. При этом замыкается контакт реле ё2 в
цепи катушки а а и возможен пуск двигателя.

Реле ёЗ осуществляет защиту от обрИва фаз. В случае ис-
чезновения напряжения между фазами оно размыкает свой
контакт ёЗ в цепи катушки реле ё! и обесточивает послед-
нее. Контакт ё1, размыкаясь, лишает питания катушку контак-
тора а а .

В том случае, когда применяется групповое АПВ, блок уп-
равления для индивидуального АПВ устанавливается в группе
двигателей, запускаемых после восстановления напряжения
без выдержки времени, при этом реле времени ёС не монти-
руется, а замыкающий блок-контакт а а шунтируется перемыч-
кой.

Кроме описанной схемы блока существует еще три ее мо-
дификации. В первой из них (см. рис. 9.4, • ) предусматрива-
ется управление двигателем станка-качалки в зависимости от
давления в выкидном коллекторе. При этом замыкается кон-
такт (ТУ электроконтактного манометра. Реле ё5 возбуждается
и самоблокируется своим контактом, другой контакт этого реле
ё5 разрИвает цепь катушки а а , что приводит к отключению
двигателя. При восстановлении давления до нормального зна-
чения замыкается контакт д Й манометра, возбуждается катуш-
ка реле ё4, обесточивается реле ё5, и контакт последнего вос-
станавливает цепь питания катушки а а и реле времени ё С, в
результате чего осуществляется АПВ установки.

Во второй модификации (рис. 9.4, , ) предусматривается
управление двигателем в режиме периодической эксплуатации
скважины. Для этой цели применяется реле времени ё4, ко-
торое своим контактом по заданной программе попеременно
замыкает и размыкает цепь катушки а а , чем определяется
продолжительность включенного и отключенного состояний
двигателя. Промежуточное реле ё5 служит для возврата реле
ё4 в исходное положение. Периодическая эксплуатация необ-
ходима в тех случаях, когда приток нефти настолько мал, что
не обеспечивает нормального заполнения насоса при непре-
рывной откачке насосами малого диаметра с минимальной час-
тотой качаний.

Третья модификация схемы предусматривает управление
двухскоростным двигателем короткоциклового электропривода.
Хотя блоки управления БГШ достаточно просты и надеж-
ны, они не удовлетворяют всем требованиям к современным
устройствам управления двигателями станков-качалок. Поэтому
для управления, контроля и защиты асинхронных электро-
приводов станков-качалок мощностью 1,7-55 кВт разработаны
блоки управления БУС-ЗМ, имеющие в зависимости от мощно-
сти управляемого двигателя семь исполнений. Конструктивно
блок БУС-ЗМ выполнен в виде шкафа напольного типа. Блок
обеспе-чивает ручное, автоматическое, программное и дистан-
ционное управление электроприводом станка-качалки. При
ручном уп-равлении возможно включение и отключение двига-
теля станка-качалки кнопками управления, расположенными в
блоке.

В автоматическом режиме работы обеспечиваются: АПВ
двигателя станка-качалки с регулируемой выдержкой времени
после восстановления напряжения питания при кратковремен-
ных перерывах; включение и отключение двигателя кнопками
управления, расположенными в блоке; защитное отключение
двигателя станка-качалки с выдержкой времени в зависимости
от степени перегрузки или недогрузки в установившемся
режиме работы; отключение при возникновении аварийных
ситуаций (обрыв фазы, обрыв ремней, перегрузка, неисправ-
ность насоса, повышение или понижение давления жидкости в
выкидном трубопроводе за заданные пределы); автоматическая
блокировка защиты в переходном режиме для восстановления
установившегося режима; защитное отключение двигателя в
переходном режиме работы станка-качалки при возникновении
аварийных ситуаций (максимальная перегрузка, обрыв устье-
вого штока, заклинивание редуктора или плунжера насоса,
обрыв ремней, повышение или понижение давления в выкид-
ном трубопроводе за заданные пределы); запоминание аварий-
ного отключения станка-качалки и запрет повторного включе-
ния без съема аварийного сигнала вручную.

В дистанционном режиме работы обеспечивается включение
и отключение двигателя с командного пункта, формирование
релейных сигналов подтверждения пуска станка-качалки и
аварийного отключения.

В программном режиме осуществляются включение и от-
ключение двигателя в соответствии с заданной программой. В
этих двух режимах обеспечиваются также перечисленные вы-
ше функции защит и блокировок, а в дистанционном режиме -
еще и АПВ.

Во всех режимах работы предусмотрена индикация актив-
ной мощности, потребляемой двигателем для контроля степени
280
уравновешенности станка-качалки, а также присоединения
внешних устройств мощностью до 30 кВт к сети переменного
тока напряжением 380/220 В.

Блок БУС-ЗМ (рис. 9.5) включает в себя следующие функ-
циональные элементы: силовую часть 1, блоки управления 2,
защиты 3 и питания 4. Силовая часть состоит из устройства
управления двигателем I I ТУ (магнитный пускатель а ё и
кнопки управления), переключателя режимов работы ё ё ё ,
трансформаторов тока г г и автоматического выключателя А,
обеспечивающего защиту от токов короткого замыкания.

В блоке управления 2 задаются сигналы времени задержки
АП В и съема блокировки, времени работы и остановки; фор-
мируются сигналы на включение и отключение двигателя ТУ, а
также сигналы блокировки защиты. Эти сигналы поступают на
имеющийся в блоке 2 усилитель мощности сигналов управле-
ния, от которого релейный сигнал подается на устройство уп-
равления двигателем I 1ТУ , включая или отключая двигатель

Рис. 9.5. Функциональная схема блока БУС-ЗМ
1\1. Усилитель мощности сигналов управления воспринимает
также команды "Пуск" и "Стоп" с командного пункта системы
телемеханики 5.

В состав блока защиты 3 входят аналоговый преобразо-
ватель мощности Аё а и цифровой анализатор мощности
п Аа .

В аналоговом преобразователе мощности Аё а из сигналов
тока и напряжения сети, получаемых с трансформатора тока
I I и блока питания 4, формируется сигнал активной мощнос-
ти в виде напряжения с периодом колебаний, равным времени
цикла работы станка-качалки, путем выделения огибающей
сигнала мгновенной мощности. Цифровой анализатор мощнос-
ти пАа обеспечивает контроль отклонения активной мощнос-
ти в течение каждого цикла станка-качалки, измеренного
в нормальном режиме его работы, и формирует сигнал ава-
рийного отключения двигателя с выдержкой времени при из-
менениях мощности за пределы вставки при перегрузке двига-
теля ЛЕ

Сигналы с пАа после обработки в блоке защиты 3 преоб-
разуются в релейные сигналы, поступающие в блок управле-
ния 2 и систему телемеханики 5 (при необходимости отклю-
чить двигатель). Если соблюдается нормальный режим рабо-
ты, то сигналы на выходе блока защиты 3 отсутствуют. Кроме
перечисленных сигналов на вход блока защиты поступает сиг-
нал с первичного преобразователя 6 давления в трубопроводе.
В схеме предусмотрено подтверждение пуска двигателя, кото-
рое передается с устройства управления двигателем I I ТУ на
командный пункт 5 системы телемеханики. Световая индика-
ция аварийного отключения, блокировки отключения и мас-
штаба активной мощности осуществляется светодиодами.

Все блоки станции БУС-ЗМ построены на полупроводнико-
вых элементах. Проведены испытания станции управления с
микропроцессорным управлением.

Регулируемый электропривод станков-качалок. Применяе-
мый в настоящее время на промыслах асинхронный и син-
хронный приводы станков-качалок не предусматривают регу-
лирования частоты вращения электродвигателя. Между тем
условия эксплуатации глубиннонасосной установки требуют
применения регулируемого привода.

Во-первых, в начальный период эксплуатации скважины
должен быть установлен оптимальный режим отбора жидкос-
ти, обусловленный геологическими и технико-экономическими
факторами. Для установления такого режима необходимо
плавно изменять частоту качаний балансира, соответственно
282
меняя темпы отбора жидкости из скважины и определяя ее
дебит при каждом новом положении динамического уровня.

Во-вторых, в течение времени по мере использования насо-
са производительность скважины начинает уменьшаться, все
больше отклоняясь от оптимальной. Длительная работа сква-
жины в оптимальном режиме может быть обеспечена при при-
менении регулируемого электропривода.

Как правило, скважину останавливают и извлекают из нее
насос для ремонта при уменьшении коэффициента его подачи
в 2 раза по сравнению с начальным значением. При регулиру-
емом электроприводе возможно увеличение межремонтного пе-
риода работы насоса и сокращение времени простоев скважи-
ны, обусловленных необходимостью смены насоса.

В-третьих, имеются такие скважины, на которых необходи-
мо постепенно увеличивать частоту качаний после пуска сква-
жины вследствие большого содержания песка в откачиваемой
жидкости.

В настоящее время режим работы штанговых насосов регу-
лируется изменением длины хода плунжера насоса путем пе-
рестановки пальцев на кривошипе или изменением числа хо-
дов заменой сменных шкивов на валу приводного электродви-
гателя. Это повышает трудоемкость работ и требует остановки
станка-качалки, что приводит к снижению производительнос-
ти, а в ряде случаев при длительных остановках - к образова-
нию песчаных пробок, заклиниванию плунжера и другим не-
желательным последствиям. Кроме того, при таком изменении
режима откачки жидкости часто нарушается уравновешенность
станка-качалки.

Успешное решение задач, возникающих при эксплуатации
насосных скважин с регулируемым режимом работы, возможно
на основе применения регулируемого электропривода, который
позволяет плавно переходить с одного режима работы на дру-
гой без остановки скважины.

Весьма перспективен для станков-качалок регулируемый
электропривод по системе полупроводниковый преобразова-
тель частоты - асинхронный короткозамкнутый двигатель.

Разработан также циклический электропривод станков-
качалок на основе двухскоростного асинхронного двигателя
750/1500 об/мин. Этот электропривод может длительно рабо-
тать на низшей или высшей скорости, а также циклически с
чередованием двух скоростей. В последнем случае средняя ча-
стота качаний иср за время цикла г определяется продолжи-
тельностью / работы электродвигателя на низшей и 12 на
высших частотах вращения, чему соответствуют ГЦ и П2 —
низшая и высшая частоты качаний.

пср = (п,!, + П212)/г .	(9.15)

Частоту качаний пср можно изменять от п( и п2 путем изме-
нения времени I, и 12. Общая продолжительность цикла со-
ставляет 10 мин.

Для регулирования частоты вращения электродвигателей
станков-качалок АО ЧЭАЗ (г. Чебоксары) освоено производст-
во преобразователей частоты с непосредственной связью. Они
обеспечивают достаточный диапазон регулирования частоты
вращения. Однако из-за принципиальной невозможности обес-
печить на выходе частоту, близкую к частоте сети, их приме-
нение связано с недоиспользованием серийных электродвига-
телей (60~70 % установленной мощности). Вторым существен-
ным недостатком таких преобразователей частоты является
сравнительно низкий коэффициент мощности.

9.4.	ПОГРУЖНЫЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ,
СТАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ

Погружные электродвигатели. Для привода цен-
тробежных насосов изготавливаются погружные асинхронные
электродвигатели, имеющие следующие конструктивные
особенности. Диаметр двигателей несколько меньше нормаль-
ных диаметров применяемых обсадных колонн (обычно двига-
тели имеют диаметры 103; 117; 123; 130 и 138 мм). При задан-
ной мощности выполнение двигателя с малым диаметром вы-
зывает увеличение его длины до 7-8 м. Для уменьшения раз-
меров насосного агрегата и повышения его подачи двигатели
ПЭД рассчитывают на 3000 об/мин (синхронных) при часто-
те 50 Гц.

Двигатели защищены от попадания внутрь пластовой жид-
кости, что достигается заполнением их трансформаторным
маслом, находящимся под избыточным давлением 0,2 МПа от-
носительно внешнего гидростатического давления в скважине.
Поскольку двигатель работает при температуре жидкости в
месте погружения, его электрическая изоляция масло- и нагре-
востойкая; температуру окружающей среды принимают равной
90 °С.

Корпус статора погружного двигателя представляет собой
стальную трубу, в которую запрессованы магнитные пакеты
статора длиной 320-450 мм, набранные из электротехнической
стали. Статор состоит из отдельных магнитных пакетов
(секций), разделенных короткими пакетами из немагнитного
материала.

Двухполюсная обмотка статора выполнена общей для всех
его секций. Ротор также состоит из отдельных секций с дли-
ной каждой секции, отвечающей магнитному пакету статора.
Каждая секция ротора создает свою короткозамкнутую элект-
рическую цепь, не связанную с цепями других секций ротора,
сидящих на общем валу. Между секциями ротора установлены
промежуточные подшипники качения, опирающиеся на немаг-
нитные пакеты статора и предотвращающие касание ротора
о статор, которое было бы неминуемым при длинном роторе
и малых воздушных зазорах, не превышающих у этих машин
0,4 мм.

Ротор закрепляется в верхней части двигателя - подвеши-
вается на верхнем подпятнике (радиально-упорном подшипни-
ке).

Корпус двигателя заканчивается в верхней части головкой,
которая закрывает лобовые части обмотки, содержит узел
вывода статорной обмотки и обеспечивает присоединение про-
тектора. Нижние лобовые части обмотки закрываются основа-
нием двигателя, в котором размещаются масляный фильтр и
клапан.

Внутренняя полость двигателя заполнена специальным вяз-
ким маслом, которое циркулирует внутри машины под дейст-
вием турбинки, насаженной на вал ротора. Оно проходит че-
рез отверстие внутри вала двигателя, по каналам между кор-
пусом и внешней поверхностью статорных пакетов и попада-
ет в фильтр. Благодаря циркуляции масла достигается более
интенсивное охлаждение электродвигателя с выравниванием
температур наиболее нагретых и менее нагретых частей ма-
шины. Полость двигателя заполняют маслом через клапан.

Для защиты погружного электродвигателя от попадания
внутрь его корпуса пластовой жидкости применяется гидроза-
щита.

Технические характеристики некоторых типов погружных
электродвигателей для привода центробежных насосов приве-
дены в табл. 9.2.

Двигатели могут длительно работать с иной, чем Рн, мощно-
стью при температуре окружающей среды, отличающейся от
указанной в табл. 9.2. Например, двигатель ПЭД 55-123 с ё н =
= 55 кВт (0ОС = 70 °С) можно нагружать до 61 кВт при 0ОС <
й 60 °С и до 46 кВт при 70 °С < 0ОС < 90 °С.
Станции управления погружными электродвигателями.
Промышленностью освоены станции управления типа ШГС,
рассчитанные на управление погружными электродвигателями,
получающими питание от масляных трансформаторов.

Т аб ли ца 9.2

Технические характеристики погружных электродвигателей ПЭД

Параметры	ПЭД 10-103	ПЭД 20-103	ПЭД 28-103	ПЭД 40-103	ПЭД 45-117	ПЭД 65-117
Номинальная мощность ё н, кВт  Частота враще- ния, об/ мин Напряжение, В КПД, %  Со8ф а п/ а н Температура окружающей среды 0ОС, °С	10  2820  350 70 0,7 2,8 70	20  2800  700  74,5 0,76 2,5 70	28  2790  850 73 0,73 2,5 70	40  2745  1000 72  0,78 2,5 55	45  2820  1400 80,5 0,845  2  50	65  2850  2000 80,5 0,84  2  50

Продолжение табл. 9.2

Параметры	ПЭД 17-123	ПЭД 35-123	ПЭД 46-123	ПЭД 55-123	ПЭД 75-123	ПЭД 100-123	ПЭД 125-138
Номинальная мощность ё н, кВт  Частота враще- ния, об/ мин Напряжение, В КПД, %  Со8ф а п/ а „ Температура окружающей среды 0ОС, °С	17  2880  400  76 0,79 2,6 80	35  2850  550 77 0,83 2  70	46  2830  700 77  0,84 2  70	55  2830  800 78,5 0,81 2,2 70	75  2805  915 78,5 0,82 2,1 55	100  2775  950  79 0,83  2,2  60	125  2820  2000 84  0,83 2 50

Функциональная схема комплектных устройств ШГС-5802,
ШГС-5803 и ШГС-5804 приведена на рис. 9.6. Комплектные
устройства предназначены для управления и защиты погруж-
ных электродвигателей ЭЦН добычи нефти. На вход силовой
цепи этих устройств подается переменный ток напряжением
380 В, который через разъединитель 1, автоматический вы-
ключатель 2 и контактор 3 подается на первичную обмотку
силового трансформатора 4. К вторичной обмотке трансформа-
тора 4 подключен погружной электродвигатель 5, который ме-
ханически связан с погружным центробежным насосом 6. Сила
тока электродвигателя измеряется с помощью измерительных
Рис. 9.6. Функцио-
нальная схема ком-
плектных устройств
типа ШГС

трансформаторов тока 7. К нулевой точке вторичной обмотки
трансформатора 4 подключен вход устройства 8 защиты по
сопротивлению изоляции токоведущих цепей статора электро-
двигателя 5 и кабеля. С трансформаторов тока 7 сигнал пода-
ется на входы устройства 9 токовой защиты и устройства за-
щиты от срыва подачи жидкости насосом. Входные сигналы
устройств 8, 9 и 10 защиты подаются на блок управления и
автоматики 11, который при срабатывании устройства 8 защи-
ты по сопротивлению изоляции выдает сигнал на отключение
автоматического выключателя 2, а в случае срабатывания уст-
ройства токовой защиты 9 или устройства 10 защиты от срыва
подачи жидкости выдает сигнал на отключение контактора 3.

Предусмотрено запоминание вида аварийного отключения
и индикации срабатывания защиты с помощью блока индика-
ции 12.

На рис. 9.6. представлены также основные функциональные
связи блока управления 11 и блока индикации 12, с которыми
связаны устройства блока защиты 13 и аппараты 14 ручного
управления и систем диспетчеризации и автоматизации про-
мысла. Устройство автоматического повторного включения 15 с
индикатором напряжения сети 16 через блок управления 17
воздействует на контактор 3 и обеспечивает автоматический
пуск установки после перерыва в электроснабжении. Блок 17
управляет отключением контактора 3 по сигналам устройства 9
токовой защиты, воздействующим при нормальном напряже-
нии сети через блок 18 запоминания аварии, а при отклонени-
ях напряжения сети - непосредственно. Отключение фикси-
руется индикатором 19 срабатывания токовой защиты. Отклю-
чение двигателя защитой 10 от срыва подачи жидкости фикси-
руется индикатором 20. Уменьшение сопротивления изоляции
токоведущих цепей погружного электродвигателя контролиру-
ется с помощью прибора 21, а устройство 8 защиты выдает
сигнал на отключение автоматического выключателя 2 и кон-
тактора 3. Сила тока статора погружного электродвигателя
контролируется по амперметру 22.

В комплектные устройства ШГС-5803 и ШГС-5804 по срав-
нению с устройством ШГС-5802 дополнительно введен узел 23
защиты при снижении давления в трубопроводе, например,
при его разрывах, когда при автоматической работе установки
нефтедобычи и отсутствии обслуживающего персонала необхо-
димо предотвратить загрязнение окружающей среды. Отклю-
чение выполняется по сигналу манометра 24 и фиксируется
индикатором 25.

В комплектное устройство ШГС-5803 введен узел 26 автома-
тического повторного включения после срыва подачи жидкости
и узел 27 блокировки автоматического повторного включения
при обратном потоке жидкости и вращения погружного элек-
тронасоса после отключения, если нарушается работа обратно-
го клапана. Этот режим фиксируется индикатором 28.

На блоке 17 комплектного устройства ШГС-5803 применено
устройство для управления электромагнитным контактором,
которое содержит: трансформатор с обмоткой, подключенной
к сети питания; тиристоры, через которые обмотка контактора
3 подключена к обмоткам удерживающего и обмотке форсиру-
ющего напряжение трансформатора; блок отключения; форми-
рователь времени форсировки на включение и формирователь
единичного импульса для форсировки при отключении.

Устройства типа ШГС различных модификаций содержат
узлы, выполняющие одинаковые функции и отличающиеся
друг от друга элементной базой. Например, устройство ШГС-
5803 имеет узел токовой защиты 9, содержащий интегральные
микросхемы и другие элементы повышенной надежности, что
обеспечивает плавную времятоковую характеристику защиты,
наиболее отвечающую требованиям для погружных электро-
двигателей. Кроме того, в этом устройстве значительно улуч-
шен узел защиты 10 от срыва подачи жидкости.

Откачка нефти из скважин на нефтепромыслах может осу-
ществляться погружными диафрагменными и винтовыми насо-
сами.

Для управления и защиты погружных электродвигателей
мощностью 5,5 и 2,5 кВт этих насосов используют комплект-
ные устройства типа Ш5103-3277У1 на напряжение силовой
цепи 380 В переменного тока и номинальную силу тока 16 А.

9.5.	ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
СТАНКОВ-КАЧАЛОК

Остановка большей части глубиннонасосных уста-
новок при прекращении подачи электроэнергии связана только
с потерей нефти, определяемой прекращением ее откачки из
скважины, и не вызывает серьезных осложнений при даль-
нейшей эксплуатации. Такие установки относятся ко II катего-
рии надежности электроснабжения. Глубиннонасосные уста-
новки в нефтеносных районах со сложными условиями экс-
плуатации, где остановка насоса приводит к осложнениям при
последующем пуске скважин (например, вследствие образо-
вания песчаных пробок), относятся к I категории.

Питание глубиннонасосных установок осуществляется при
напряжении 0,38 кВ от устанавливаемых на скважинах ком-
плектных трансформаторных подстанций (КТП) 6/0,4 кВ,
питаемых, в свою очередь, при помощи воздушных линий
(рис. 9.7). На некоторых промыслах сохранились схемы с
подведением к двигателям станков-качалок напряжения 380 В
непосредственно от промысловых понизительных подстанций
6/0,4 кВ также при помощи воздушных линий.

Глубиннонасосные установки, как правило, получают пита-
ние по одной воздушной линии электропередачи 6 кВ, часто
не снабженной АПВ и не имеющей связи с другими линиями,
что могло бы обеспечить необходимое резервирование. Однако
в настоящее время достижения в области исследования надеж-
ности электроснабжения позволяют установить категоричность
объектов нефтедобычи с позиции таких экономических поня-
тий, как расчетные годовые затраты на электроснабжение, ми-
нимизация которых позволит выбрать схему электроснабжения
и решить вопрос о целесообразности применения резервных
линий электропередачи. Анализ в большинстве случаев не
дает оснований считать глубиннонасосные установки относя-
щимися к I категории надежности, для которых необходимо
а

6 кВ

б

6(10)/0,4кВ

Рис. 9.7. Схемы питания глубиннонасосных установок:

# - при напрИкении распределительной сети 6 кВ;  - при напрИкении
0,38 кВ

предусматривать питание от двух независимых источников
тока с автоматическим резервированием.

Для повышения надежности электроснабжения скважин,
оборудованных глубиннонасосными установками, следует стре-
миться к сокращению числа случаев перерыва электроснабже-
ния из-за выхода из строя воздушной линии и снижению вре-
мени перерыва электроснабжения. Это достигается примене-
нием АП В линий, их кольцеванием по схеме разомкнутого
кольца, повышением оперативности персонала, производящего
ремонт в электрических сетях. Имеющиеся линии целесооб-
разно реконструировать таким образом, чтобы длина одного
плеча воздушной ЛЭП 6 кВ не превышала 6-8 км. Это позво-
ляет не только повысить качество электроэнергии на зажимах
потребителей, но и уменьшить количество нефти, теряемой
вследствие отключения ЛЭП.

Для питания станков-качалок используются специальные
подстанции типа КТПСК мощностью 25-250 кВ-А, рассчитан-
ные на работу при температуре от -40 до +40 °С (рис. 9.8).
Имеются три модификации КТПСК: первая - для одиночных
скважин, вторая и третья - для кустов скважин.

В соответствии с мощностью (1,7-55 кВт) и напряжением
(380 В) асинхронных электродвигателей станков-качалок для
них применяется относительно несложная пусковая и защит-
ная аппаратура.

Условия ее действия зависят от способа автоматического
повторного включения (АПВ) двигателей - индивидуального
или группового (магистрального). При индивидуальном АПВ
290
Рис. 9.8. Комплектные трансформаторные подстанции типа К111СК:

- общий вид подстанции первой модификации;  - общий вид подстанции второй модификации; , - принципиальная
электрическая схема; 1 - отсек 0,38 кВ; 2 - отсек 6 кВ; 3 - трансформатор 6/0,4 кВ; 4 - основание

ЛЭПбкВ

К электродвигателю
после исчезновения или глубокого снижения напряжения дви-
гатель автоматически отключается от питающей сети и после
восстановления нормального напряжения вновь автоматически
подключается к ней с заданной выдержкой времени. При этом
для включения разных групп двигателей, питаемых от одного
источника, задаются разные выдержки времени. Этим предот-
вращается наложение пусковых токов большого числа и одно-
временно пускаемых двигателей, что могло бы вызвать пони-
жение напряжения и уменьшение пусковых моментов двигате-
лей.

Обычно двигатели с индивидуальными АПВ, питаемые от
одной подстанции 6/0,38 кВ или от одной линии 6 кВ, разби-
ваются на несколько групп: в первой группе выдержка време-
ни отсутствует, т.е. они запускаются непосредственно после
восстановления напряжения; во второй, третьей и других
группах двигатели включаются с выдержкой времени, возрас-
тающей при переходе от группы к группе. Наибольшая вы-
держка времени зависит от типа реле времени, установленного
в пусковой аппаратуре, и составляет 14-20 с.

При групповом АПВ в случае исчезновения или глубокого
снижения напряжения в сети каждый отдельный двигатель
станка-качалки не отключается от питающей его линии
(магистрали). Отключаются сами магистрали на питающей
подстанции. АПВ осуществляется включением магистралей в
определенной последовательности с разными выдержками вре-
мени. При включении магистрали начинается пуск всех при-
соединенных к ней двигателей.

При групповом АПВ для электродвигателя станка-качалки
в качестве пускового и защитного может быть применено
устройство, содержащее автоматический выключатель с эле-
ктромагнитным расцепителем максимального тока и трех-
полюсный контактор с биметаллическими тепловыми реле.
Выключатель защищает двигатель от коротких замыканий,
а тепловые реле - от перегрузок. Исчезновение напряже-
ния приводит к отключению двигателя от источника пита-
ния, а при появлении напряжения двигатель немедленно при-
соединяется к источнику контактами контактора, катушка кото-
рого остается присоединенной к питающей линии. Оператив-
ное отключение может быть осуществлено автоматическим
выключателем и ключом в цепи катушки контактора. Если
АПВ двигателя должно быть исключено, то в качестве пусково-
го и защитного устройства может быть применен аппарат,
содержащий установочный автомат и обычный магнитный пус-
катель.
9.6.	ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
УСТАНОВОК С ЭЦН

Подвод электрической энергии к погружному элек-
тродвигателю осуществляется маслонефтестойким трехжиль-
ным кабелем с резиновой или полиэтиленовой изоляцией,
прикрепляемым к насосным трубам с помощью металлических
поясов. Верхний конец кабеля намотан на барабан, служащий
для транспортировки кабеля и его спуска и подъема. Кабель-
ная линия в скважине выполняется плоским кабелем марки
КРБП (с резиновой изоляцией) или марки КПБП (с поли-
этиленовой изоляцией) на конечном участке вдоль насоса и
круглым кабелем марки КРБК (КПБК) - на остальной длине
линии. При этом площадь сечения плоского кабеля берется на
одну ступень ниже площади сечения круглого кабеля. Приме-
нение плоского кабеля обусловлено необходимостью уменьшить
поперечные размеры погружного устройства. Выпускаются ка-
бели площадью сечения 3x16, 3x25 и 3x35 мм2. Кабели с рези-
новой изоляцией рассчитаны на номинальное напряжение
1100 В, работу при температуре окружающей среды от +90 до
-30 °С и давлении до 10 МПа. Кабели с полиэтиленовой изо-
ляцией рассчитаны на номинальное напряжение 2300 В, рабо-
ту при температуре окружающей среды от +90 до -55 °С, дав-
ление до 20 МПа. Они обладают большей газостойкостью.

Для поддержания необходимого напряжения на зажимах по-
гружного двигателя при изменениях потерь напряжения в ка-
беле и других элементах питающей сети, а также для возмож-
ности питания двигателей ПЭД с различными номинальными
напряжениями при стандартных напряжениях промысловых
сетей применяются трансформаторы. Зажимы низшего на-
пряжения (первичные) присоединяются к промысловой сети, а
вторичные - к кабелю КРБК (КПБК). Для питания погруж-
ных электронасосов используют силовые масляные трансфор-
маторы типов ТМП и ТМПП мощностью от 40 до 400 кВ • А.
Эти трансформаторы рассчитаны на эксплуатацию в районах
с умеренным или холодным (исполнение ХЛ) климатом (табл.
9.3).

Коэффициент мощности установок с погружными электронасо-
сами, определяемый в основном созср электродвигателя, значи-
тельно выше, чем коэффициент мощности установок со стан-
ками-качалками. Как видно из табл. 9.2, значения созср двига-
телей серии ПЭД лежат в пределах 0,7-0,85 при номинальной
нагрузке. Они могут снижаться до 0,6-0,75 при недогрузках.
Технические данные двухобмоточных трехфазных масляных трансформаторов

Параметры	ТМП- 40/463	ТМП- 63/611	ТМП- 63/856
Номинальная мощность, кВ-А	40	63	63
Напряжение холостого хода вторич- ной обмотки, В	370-495	391-675	657-1023
Ступень регулирования, В  Потери холостого хода, кВт	31	32	41
	0,19	0,265	0,265
Потери короткого замыкания, кВт	0,88	1,28	1,28
Ток холостого хода, % номинального	3	2,8	2,8
П р и ме ча ни е. Номинальное напряжение первичной обмотки 380 В, нап-			

Питание установок центробежных электронасосов (ЭЦН)
осуществляется:

от сети 6 кВ с промежуточной трансформацией напряжения
на скважине до 0,4 кВ, подводимого к трансформаторам уста-
новки ЭЦН (двойная трансформация на скважине);

с подведением к скважинам напряжения 6 кВ и монтажом
на каждой скважине трансформатора, понижающего это на-
пряжение до значения, необходимого для питания двигателя
насоса с исключением из состава установки ЭЦН трансформа-
торов 6/0,4 кВ. В этом случае на подстанции у каждой сква-
жины должен быть предусмотрен еще и дополнительный
трансформатор 6/0,4 кВ для питания цепей управления, сиг-
нализации, освещения, подогрева и др. Можно обойтись и од-
ним трехобмоточным трансформатором, одно из вторичных на-
пряжений которого соответствует необходимому напряжению
двигателя, а второе - 0,4 кВ;

от подстанции 6/0,4 кВ магистралями с напряжением
0,38 кВ (см. рис. 9.7, б). Такие схемы питания иногда встре-
чаются при незначительном удалении скважин от промысло-
вых понижающих подстанций 6/0,4 кВ и небольших мощнос-
тях двигателей ЭЦН.

Для питания действующих установок по схеме с двойной
трансформацией напряжения применяются комплектные
трансформаторные подстанции общепромышленного назначе-
ния.

Промышленностью освоены специальные подстанции типа
КТППН-82 мощностью 63-400 кВ-А для питания одиночных
скважин и кустов скважин в условиях холодного климата
(исполнение ХЛ1). Аппаратура этих подстанций - общепро-
мышленного назначения, вследствие чего применен электри-
ческий обогрев кабин, в которых она размещена (рис. 9.9).
тмп- 100/ 736	ТМП- 100/844	ТМП- 100/1170	ТМП- 100/1610	ТМП- 100/1980	ТМП- 160/1007
100	100	100	100	100	160
475-736	633-958	920-1170	1270-1610	1750-2210	756-1136
27-32	35-38	63	85	115	46
0,365	0,365	0,365	0,365	0,365	0,54
1,97	1,97	1,97	1,97	1,97	2,65
2,6	2,6	2,6	2,6	2,6	2,4
ряжение короткого замыкания 5,5 %.					

Подстанция КТППН осуществляет прием и преобразование
электрической энергии, управление и защиту электродвигате-
лей ЭЦН мощностью от 14 до 180 кВт, а также питание двига-
теля механизма привода кабельного барабана и других потре-
бителей электроэнергии при ремонте скважин с общей нагруз-
кой до 60 А. КТППН представляет собой комплект электрообо-
рудования, состоящего из отсека РУ 6 кВ и утепленной каби-
ны, установленных на салазках. РУ 6 кВ представляет собой
металлический шкаф, состоящий из вводного отсека и отсека
силового трансформатора. В шкафу размещены проходные
изоляторы, вентильные разрядники, предохранители и масля-
ный трехобмоточный трансформатор типа ТМТПН (табл. 9.4).
Трансформаторы ТМТПН рассчитаны на одновременную отда-
чу номинальной мощности с обмотки среднего напряжения и
10 % номинальной мощности с обмотки низшего напряжения.
Напряжение регулируется после отключения трансформатора
от сети путем переключения ответвлений обмотки среднего
напряжения с помощью переключателя, выведенного на стенку
бака. Можно регулировать напряжение, не отключая транс-
форматор от сети, но без нагрузки.

Утепленная камера представляет собой конструкцию, вы-
полненную из наружной и внутренней металлической обшивок
с теплоизоляцией между ними. В камере располагаются стан-
ции управления, трансформаторы тока, вакуумный контак-
тор, токоограничивающий реактор к (для трансформаторов
ТМТПН-250 и ТМТПН-400).

Силовой трансформатор Тр (см. рис. 9.9, б) питается от
ЛЭП 6 кВ через линейный разъединитель Р наружной уста-
новки, монтируемый на опоре рядом с КТППН. Разъединитель
отключает токи холостого хода силового трансформатора и
создает видимый разрыв при ремонте КТППН. Предохраните-
Рис. 9.9. Комплектная трансформаторная подстанция типа КТППН:

а - общий вид: 1 - РУ 6 кВ; 2 - трансформатор; 3 ~ РУ 0,4 кВ и станция
управления ПЭД; б - электрическая схема; Р - разъединитель; Пр1~ПрЗ ~
предохранители; Рр1~РрЗ ~ разрядники; Тр - трансформатор; КЛ - вводной
вакуумный контактор; КС А - блок-контакты разъединителя; С - конденсатор;
Др ~ дроссель; ЭН - электронагреватели

ли Пр1 - ПрЗ служат для защиты трансформатора и шин от
токов короткого замыкания. Вентильные разрядники Рр1 - РрЗ
защищают силовой трансформатор от атмосферных перена-
пряжений.

От обмотки низшего напряжения трансформатора напря-
жение 0,4 кВ подается на станцию управления ШГС-5804-23А1
и на станцию управления обогревом ШГС-5005-03А2 с нагре-
вательными элементами, а также для внутреннего освещения.

Для контроля состояния изоляции системы кабель -
ПЭД используется цепочка, состоящая из конденсатора С и
дросселя Др, которые присоединены к нулевой точке обмотки
среднего напряжения силового трансформатора через разряд-
ник Рр4.
б

В КТППН предусмотрены блокировки, предотвращающие:
открывание отсеков ввода 6 кВ и силового трансформатора,
снятие ограждения вакуумного контактора без отключения
главных и включения заземляющих ножей разъединителя;
включение главных ножей разъединителя при включенных
заземляющих; отключение (включение) главных ножей разъе-
динителя под нагрузкой; включение (отключение) штепсельно-
го разъема при наличии напряжения; переключение ответвле-
ний трансформатора под нагрузкой.

Площадь сечения кабеля КРБК (КПБК) выбирают с учетом
потери напряжения в нем АС7К. При этом индуктивное сопро-
тивление (Ом) кабеля может быть принято равным
Технические данные трехобмоточных трехфазных масляных трансформаторов

Параметры	ТМТПН 1- 160	ТМТПН2-  160	тмтпнз- 160	ТМТПН 1- 250	ТМТПН2- 250	ТМТПН 1- 400	ТМТПН2-  400
Номинальная мощность, кВ-А:  трансформатора	87	84	78	146	153	190	201
обмотки среднего нап-	84	81	74,8	142,5	150	187	198
ряжения  Номинальное напряже-	861	1179	1588	1115	2245	1206	2218
ние обмотки среднего напряжения, В Напряжение ступеней	534-861	788-1179	1229-1588	755-1115	1805-2245	900-1206	1700-2218
регулирования, В Ступень регулирования, в	33-41	41-48	33-45	35-40	45-50	30-35	57-60
Потери холостого хода,	750	750	750	900	900	1050	1050
Вт  Ток холостого хода, % от	8	8	8	3,8	3,8	2,8	2,8
номинального  Потери короткого замы- кания пары обмоток, Вт: высшего - среднего	1550	1400	1250	2400	2600	2650	2900
напряжения  высшего - низшего	190	190	190	200	200	230	230
напряжения  Примечания. 1. Н	оминальное н	апряжение об	мотки высшег	э напряжения	6 кВ, НИЗШ(	шо напряжен!	1Я - 0,4 кВ;
мощность обмотки низшего напряжения		25 кВ-А. 2. Напряжение короткого замыкания обмоток				высшего - среднего напря-	
жения - 4,5 %, высшего -	низшего напряжения -1,2		/о.				
где Г - длина кабеля в м,

а активное сопротивление

гк = (164 + О,70)ЫО'4Лъ	(9.17)

где 0 - средняя температура (°С) кабеля по всей длине, вклю-
чая участки в скважине и на барабане; я - площадь сечения
жилы кабеля, мм2.

Потери напряжения (и мощности) в кабеле желательно
сделать возможно меньшими, но при этом увеличение площади
сечения кабеля ограничено поперечными размерами установки,
допустимыми для примененной в скважине обсадной колонны.
Например, для питания двигателей ПЭД-10-103 и ПЭД-20-103
при глубине подвески агрегата, которой соответствует развива-
емый насосом напор (' до 780 м, часто применяется кабель
марки КРБК площадью сечения 3x16 мм2, а при с до 1500 м -
3x25 мм2. Для двигателей ПЭД-46-123 при с до 875 м пло-
щадь сечения кабеля 3x25 мм2, а при р до 1315 м оно равно
3x35 мм2.

Трансформатор выбирается таким образом, чтобы номи-
нальный ток его вторичной обмотки был не менее рабочего то-
ка двигателя, а его напряжение при холостом ходе равнялось
номинальному напряжению двигателя, сложенному с потерей
напряжения в кабеле и трансформаторе.

Отечественной промышленностью освоен выпуск тиристор-
ных коммутаторов серии ТК, предназначенных для коммутации
цепей питания погружных электродвигателей нефтяных сква-
жин, которые выполняют все функции вакуумных контакторов.
По сравнению с ними они имеют целый ряд преимуществ
(бесконтактная и бесшумная коммутация, отсутствие перена-
пряжений при включении, экономичность, большой ресурс ра-
боты и высокая надежность).

9.7.	ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ НАСОСНОЙ
НЕФТЕДОБЫЧИ

Одним из основных энергетических показателей
насосной нефтедобычи является удельный расход энергии
[Дж/(кгм)] на откачку жидкости; для определения этого по-
казателя необходимо рассчитать полный КПД установки.

Полезная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости из
скважины,
где р п - высота, на которую подается жидкость, м; остальные
обозначения те же, что в формуле (9.14)

Если активная мощность, потребляемая двигателем из сети
ёх (кВт), то отношение

г) = ё ё !	(9.19)

представляет собой полный коэффициент полезного действия
насосной установки.

Удельный расход энергии на откачку жидкости

юуд = е1-Ю3/рОНп= еп-103/Пт1рОНп = 9,81/т].	(9.20)

Для установок с погружными центробежными электронасо-
сами общий КПД установки

В = 'Пг'Пнае'ПдПкаб'Пт,	(9.21)

где т]г - КПД, учитывающий гидравлические потери на тре-
ние, связанные с движением жидкости в напорной системе
(зависит от расхода жидкости и диаметра насосных труб), при
отсутствии дросселирования равен 0,94-0,98; г)нас - КПД насо-
са, равный при номинальной производительности 0,34-0,58;
т]д - КПД погружных электродвигателей, равный при номи-
нальной нагрузке 0,7-0,84 и при недогрузках 0,65-0,78; т]ка6 -
КПД, учитывающий потери в кабельном токопроводе, прини-
мающий значения от 0,92 до 0,95; гр - КПД трансформатора,
равный 0,97-0,98.

Общий КПД установки находится в пределах 0,15-0,40.

Для установок с глубинными плунжерными насосами

О = 'Ппз'ПекПц,	(9.22)

где г]пз - КПД подземной части установки, учитывающий поте-
ри в подземной части (гидравлические потери при движении
жидкости, механические потери на трение), равный 0,73-0,89;
г]ск - КПД станка-качалки, равный 0,7-0,9; т]ц - КПД двигателя
при циклической нагрузке, принимающий значения от 0,65 до
0,88.

КПД глубиннонасосных установок может изменяться в
весьма широких пределах - от 0,2 до 0,7. Он зависит от сте-
пени уравновешивания станка-качалки, а также от режима ра-
боты насоса и резко уменьшается при его износе. Чем меньше
диаметр насоса, тем меньше КПД установки в целом.

Удельный расход электроэнергии при добыче нефти цент-
робежными погружными электронасосами выше, чем при добы-
че глубинными штанговыми, что объясняется в основном более
низким КПД самого центробежного насоса.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1.	Каким образом определяется степень уравнове-
шивания станка-качалки по току статора приводного двигате-
ля?

2.	Как определить среднецикловые КПД и коэффициент
мощности двигателя станка-качалки?

3.	Какие виды двигателей применяют для привода станков-
качалок и каким образом выбрать их мощность?

4.	Назовите существующие схемы электроснабжения двига-
телей станков-качалок.

5.	Каким образом осуществляется АПВ двигателей станков-
качалок при управлении ими блоком БГШ? Опишите работу
блока управления БУС-ЗМ.

6.	Перечислите состав электрооборудования установки с
бесштанговым погружным центробежным электронасосом.

7.	Каким образом выбрать электрооборудование бесштанго-
вой насосной установки?

8.	Для какой цели служат отпайки обмотки трансформато-
ра, питающего двигатель погружного бесштангового насоса?

9.	Назовите примерные энергетические показатели насос-
ной добычи нефти.

10.	Какие преимущества имеет регулируемый электропривод
станков-качалок по сравнению с нерегулируемым?

11.	Назовите особенности конструктивного исполнения по-
гружных электродвигателей.

12.	Перечислите основные узлы станций управления по-
гружными электродвигателями.

13.	Назовите области применения штанговых плунжерных
насосов п погружных центробежных насосов.

14.	К какой категории электроприемников относятся станки-
качалки и ЭЦН?

15.	Перечислите основные характеристики КТПСК.

16.	Перечислите основные характеристики КТППН.
А Л ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ
III КОМПЛЕКСЫ ПРОМЫСЛОВЫХ
" КОМПРЕССОРНЫХ И НАСОСНЫХ

ГЛАВА СТАНЦИЙ

10.1.	ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Для сбора нефти и газа, их транспортировки в
пределах месторождения, отделения друг от друга и освобож-
дения от посторонних примесей, а также для замеров добывае-
мой продукции на территории промыслов строится система
трубопроводов, аппаратов и сооружений. В этой системе осу-
ществляются: сбор и замер продукции скважин; отделение (се-
парация) нефти от газа; освобождение нефти и газа от воды и
механических примесей; транспорт нефти от сборных и за-
мерных установок до промысловых резервуарных парков и га-
за до компрессорных станций или газораспределительных уз-
лов; деэмульсация, обессоливание и стабилизация нефти; уда-
ление из газа ненужных примесей и отбензинивание его; за-
качка газа в скважины при их газлифтной эксплуатации; под-
готовка сточных вод и закачка их в скважины; учет добытых
нефти и газа и их сдача транспортным организациям. При вы-
полнении этих операций широко применяется электрическая
энергия.

В состав систем сбора нефти и попутного газа входят ком-
прессорные установки для сжатия попутного газа, который вы-
деляется в сепараторах и подается потребителям вне промыс-
ла (газоперерабатывающие заводы и др.), а также для подачи
газа в скважины в качестве рабочего агента - на промыслах,
где применяют компрессорную эксплуатацию скважин (газ-
лифт). Существуют также компрессорные станции закачки га-
за в пласт для поддержания пластового давления. В некоторых
случаях для закачки в скважину используют воздух (эрлифт-
ные скважины), что определяет сооружение воздушных ком-
прессорных станций, однако последние не следует рассмат-
302
вать как элемент системы сбора нефти и газа. На газовых про-
мыслах используют также газовые компрессорные станции для
повышения давления газа, направляемого в магистральные га-
зопроводы.

Для внутрипромысловой перекачки нефти от пунктов ее
сбора до установок подготовки и товарных парков применяют
дожимные насосные станции. На установках подготовки нефти
применяют насосы для нефти, подачи жидких химических
реагентов и др.

Особое место занимают водяные насосные станции, пред-
назначенные для подъема воды из водоемов, а также для закач-
ки воды в пласт с целью поддержания пластового давления.
Водяные насосные установки на промыслах широко применяют
для производственного и бытового водоснабжения, в частности
для питания водой буровых установок, охлаждения компрессо-
ров и пр.

Большая часть компрессорных установок и все насосные ус-
тановки нефтяных и газовых промыслов снабжены электро-
приводом. На промыслах находят применение электрические
установки по деэмульсации и обессоливанию нефти, работаю-
щие на основе воздействия электрического поля на водонефтя-
ные эмульсии, а также установки для электронагрева приза-
бойной зоны нефтяных скважин.

10.2.	ЭЛЕКТРОПРИВОД

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
ПРОМЫСЛОВЫХ КОМПРЕССОРНЫХ
СТАНЦИЙ

На нефтепромысловых компрессорных станциях
применяют преимущественно поршневые компрессоры. В вос-
точных районах нашей страны наряду с поршневыми компрес-
сорами используют ротационные и центробежные. Поршневые
компрессоры для сбора и перекачки нефтяного газа имеют по-
дачу 0,2-0,4 м3/с при рабочем давлении 0,4-0,5 МПа, требуе-
мая для них мощность 160-180 кВт. Поршневые компрессоры,
применяемые для повышения давления воздуха или газа, зака-
чиваемого в пласт, с подачей 0,6-0,9 м3/с развивают давление
на выходе 1-6,5 МПа и оснащены приводными двигателями
мощностью 200-220 кВт.

Поршневые компрессоры имеют вертикальное расположе-
ние цилиндров. Частота вращения их приводных валов
365 об/мин, механическое соединение последних с валом эле-
ктродвигателя осуществляется при помощи клиноременнои пе-
редачи. Это позволяет применять электродвигатели с большей
частотой вращения, чем у вала компрессора.

В системах транспорта газа на промыслах применяют цент-
робежные компрессоры с подачей 1,5-8,3 м3/с и давлением
на выходе 0,68-5,7 МПа, оснащенные двигателями на
3000 об/мин, приводящими в движение компрессоры через
мультипликаторы.

При нормальном пуске компрессора в ход его клапаны от-
крыты, и приводной электродвигатель может успешно завер-
шить пуск при моменте на его валу, не превышающем 0,4-0,5 но-
минального. Тем не менее при определении пускового момента
двигателя исходят из того, что момент не должен быть меньше
номинального. Это определяется тем, что в случае кратковремен-
ного исчезновения или резкого снижения напряжения в питаю-
щей сети с последующим восстановлением нормального питания
двигатель будет разгоняться при нагруженном компрессоре.

Номинальная мощность электродвигателя для привода ком-
прессора обычно задается заводом-изготовителем.

Газовые компрессорные станции на промыслах имеют взры-
воопасные зоны, относящиеся к классу В-1а. В тех установках,
где мощность двигателей не превышает 150-200 кВт и напря-
жение питания установок до 1000 В, целесообразно применять
асинхронные короткозамкнутые двигатели во взрывонепрони-
цаемом исполнении, например ВАО (ВАО2), В и др., выпуска-
емые для мощностей 132-315 кВт на 600-3000 об/мин, и син-
хронные в исполнении, продуваемом под избыточным давлени-
ем, например серии БСДКП.

Чаще всего на промысловых компрессорных установках с
поршневыми компрессорами используют двигатели на напря-
жение 6 кВ мощностью 160-220 кВт. Здесь наибольшее рас-
пространение получили электродвигатели в исполнении, про-
дуваемом под избыточным давлением. По условиям пуска здесь
можно применять асинхронные короткозамкнутые и синхрон-
ные двигатели. Так как последние имеют некоторое преимуще-
ство в отношении КПД, коэффициента мощности и большей
стабильности вращающего момента при снижениях напряже-
ния, им следует отдавать предпочтение. Из выпускаемых в на-
стоящее время синхронных машин в таком исполнении для
компрессорных станций могут быть применены электродвига-
тели серии СДКП. Для привода центробежных газовых ком-
прессоров в настоящее время применяются синхронные двига-
тели на 6 и 10 кВ, 3000 об/мин, в частности серии СТДП, с
бесщеточной системой возбуждения.
На рис. 10.1 представлен вариант схемы управления и за-
щиты асинхронного электродвигателя на 6 кВ привода ком-
прессора с выключателем, снабженным пружинным приводом.
Использован оперативный переменный ток. Защита двигателя
от коротких замыканий и перегрузок осуществляется с помо-
щью токового реле РМ с ограниченно-зависимой характерис-
тикой, подключенного к трансформаторам тока ТТ1 и ТТ2 и
встроенного в привод выключателя высокого напряжения. Пре-
дусмотрено отключение двигателя при исчезновении или рез-
ком снижении напряжения, осуществляемое при помощи реле
минимального напряжения РН, также встроенного в привод
выключателя.

Для пуска двигателя компрессора в ход нажимают кнопку
«Пуск», что приводит к возбуждению катушки дистанционного
включения КВ через замкнутый блок-контакт выключателя ЛВ
и замкнутый при заведенных пружинах блок-контакт КГП.
Отключение двигателя Д осуществляется нажатием кнопки
«Стоп», что приводит к выключению катушки дистанционного
отключения КО через замкнутый блок-контакт ЛВ. Заводящее
устройство привода ДП при помощи конечного выключателя
ВК автоматически включается в момент срабатывания включа-
ющих пружин и автоматически отключается после их завода.

Предусматривается возможность автоматического повторного
включения выключателя после его отключения в результате

Рис. 10.1. Принципиальная электрическая схема управления и защиты

асинхронного электродвигателя привода компрессора
срабатывания реле РН. Для подготовки к работе системы АПВ
включается кнопка В. Действие АПВ основано на том, что во
время отключения выключателя высокого напряжения ЛВ про-
скальзывающий блок-контакт его вала (ЛВ в цепи, имеющей
кнопку В) дает импульс на катушку включения КВ. Это проис-
ходит только после отключения от защиты, при котором кон-
такт БКА замкнут. Этот контакт связан с валом привода вы-
ключателя и замыкается при повороте последнего на включе-
ние.

Обратное движение (размыкание) БКА осуществляется
пружиной, срабатывающей при ручном и дистанционном от-
ключении выключателя. Если же отключение произошло от
реле защиты, то контакт БКА не размыкается.

При действии реле РМ АПВ не срабатывает, так как цепь
питания катушки КВ разрывается контактом РС.

Схема управления и защиты бесщеточного синхронного дви-
гателя компрессора показана на рис. 10.2. Пуск двигателя в
ход осуществляется от полного напряжения сети. Для пуска в
ход замыкается цепь катушки контактора КЛ с помощью кноп-
ки «Пуск». Система возбуждения содержит блок управления
БЛУ, бесщеточный возбудитель - обращенный трехфазный
синхронный генератор ВБС, вращающийся диодный преобра-
зователь ПБВ, тиристорный ключ ТК, выпрямитель ПБС, пи-

380 В

Рис. 10.2. Принципиальная электрическая схема управления и защиты
синхронного двигателя типа БСДКП
тающий обмотку возбуждения генератора ВБС, трансформато-
ры Тр1 и Тр2.

В пусковых режимах обмотка возбуждения двигателя Д и
вентили преобразователя ПБВ шунтируются тиристорным
ключом, состоящим из тиристора и стабилитронной цепочки.
Это обеспечивает защиту ОВД и ПБВ от перенапряжений и
получение достаточного вращающего момента. Двигатель Д
разгоняется в асинхронном режиме при отсутствии тока воз-
буждения. После включения контактора КЛ его замыкающий
контакт запускает электронное реле времени РВ. Через уста-
новленное время (уставка реле времени от 0,1 до 2,8 с) реле
РВ запускает систему ФИУ, вырабатывающую импульсы на
открытие тиристоров выпрямителя ПБС, питающего обмотку
возбуждения генератора ВБС. При этом появляется выпрям-
ленный ток в обмотке возбуждения двигателя Д, который втя-
гивается в синхронизм. Кроме автоматической подачи возбуж-
дения двигателю Д система возбуждения обеспечивает:

стабилизацию заданной силы тока возбуждения при изме-
нении напряжения сети в пределах (0,8-1,1) С/н (параметриче-
ский регулятор возбуждения ПРВ);

изменение уставки силы тока возбуждения в диапазоне 0,3—
1,1 номинального значения (ПРВ);

автоматическую форсировку возбуждения при снижении на-
пряжения на зажимах двигателя не менее чем на 20 % от 11я
(система БлФ).

Регулирование тока возбуждения двигателя Д осуществляет-
ся путем воздействия на ЭДС генератора ВБС изменением на-
пряжения на выходе блока ПБС. Это напряжение регулирует-
ся изменением угла открытия вентилей блока ПБС, определяе-
мым устройством ФИУ, на которое воздействует регулятор
ПРВ. Устройства блока БЛУ питаются от источника питания
ИП.

Защита двигателя от асинхронного хода, перегрузок и ко-
ротких замыканий осуществляется автоматическим выключате-
лем В1. При недопустимо длительной форсировке возбужде-
ния, неисправностях в цепях блока БЛУ, перегреве обмоток
возбудителя, коротких замыканиях в цепи возбуждения возбу-
дителя отключается автоматический выключатель В2.

Обратная связь по углу <р между током и напряжением ста-
тора двигателя Д обеспечивает поддержание постоянного коэф-
фициента мощности двигателя. Такая связь осуществляется
датчиком угла <р. Конструктивно датчик угла <р входит в пара-
метрический регулятор возбуждения ПРВ.

Для газлифтной эксплуатации скважин в Западной Сибири
используются двух-, трех- и шестиагрегатные компрессорные
станции.

Синхронные двигатели 12 МВт, 10 кВ, 1500 об/мин (для
трех- и шестиагрегатных компрессорных станций) и 10 МВт,
10 кВ, 1500 об/мин (для двухагрегатных компрессорных стан-
ций) имеют исполнение, продуваемое под избыточным давле-
нием воздуха, и бесщеточную систему возбуждения. Все эле-
менты схемы возбуждения, за исключением обмотки возбужде-
ния возбудителя, смонтированы на вращающихся частях возбу-
дителя и двигателя. Синхронные двигатели 12 МВт допускают
прямой пуск от полного напряжения сети 10 кВ, причем крат-
ность пускового тока двигателя при прямом пуске равна 5,2,
кратность начального пускового момента - 1,57, а кратность
входного момента - 0,71. Допускаются два пуска двигателя в
нагретом состоянии. Пуск двигателя 10 МВт - реакторный,
причем допускаются два пуска двигателя в холодном состоянии
и один - в нагретом состоянии. Кратность начального пусково-
го момента этих двигателей - 1,2, входного момента - 0,8.

Синхронные двигатели оборудованы автоматическими регу-
ляторами возбуждения, настроенными на поддержание посто-
янства напряжения сети, а также следующими видами защит:
максимальной токовой от перегрузки, дифференциальной токо-
вой, минимального напряжения, от замыканий на землю, выпа-
дения двигателя из синхронизма, потери возбуждения, подпит-
ки места короткого замыкания. Двигатели 10 МВт дополни-
тельно защищены от понижения частоты.

10.3.	ЭЛЕКТРОПРИВОД

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
ВНУТРИПРОМЫСЛОВОЙ ПЕРЕКАЧКИ
НЕФТИ И ВОДЯНЫХ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ
СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО
ДАВЛЕНИЯ

Электропривод технологических установок внут-
рипромысловой перекачки нефти. На насосных станциях вну-
трипромысловой перекачки нефти мощности двигателей и чис-
ло установленных агрегатов зависят от принятой схемы сбора
нефти и варьируются в широких пределах. Помещения нефте-
насосных станций взрывоопасны и содержат зоны класса В-1а.
Устанавливаемое в них электрооборудование должно быть во
взрывозащищенном исполнении.

При мощности двигателей до 200 кВт здесь применяют ко-
роткозамкнутые асинхронные двигатели во взрывонепроницае-
мом исполнении на напряжение до 660 В. Для насосов, требу-
ющих мощности 250-630 кВт, применяют двигатели на напря-
жение 6 кВ во взрывонепроницаемом или продуваемом под из-
быточным давлением исполнении, короткозамкнутые асинхрон-
ные, а также синхронные двигатели в нормальном исполнении
с установкой за пределами взрывоопасной зоны.

Электродвигатели мощностью 500 и 630 кВт, монтируемые в
зоне холодного климата, имеют встроенные электронагревате-
ли, которые автоматически включаются при остановке насоса.

Управление асинхронными короткозамкнутыми двигателями
при напряжении до 660 В осуществляется с помощью магнит-
ных пускателей. При необходимости самозапуска катушка ли-
нейного контактора включается кнопкой без самовозврата либо
универсальным переключателем. Если пусковая аппаратура
размещена непосредственно у агрегата, ее выбирают во взры-
возащищенном исполнении (взрывонепроницаемом, маслона-
полненном). При местном управлении включение и выключе-
ние электродвигателей насосов, открытие и закрытие задви-
жек и т.д. осуществляются персоналом непосредственно на ме-
сте установки приводов, управляющих этим оборудованием.

При дистанционном управлении эти операции выполняются
на расстоянии по команде с пункта управления, а при автома-
тическом - системой автоматики при получении командного
сигнала от соответствующего управляющего прибора (напри-
мер, датчика уровня жидкости). Неавтоматизированные насос-
ные станции с мощными двигателями на напряжение 6 кВ кро-
ме местного снабжены дистанционным управлением.

Насосные станции для внутрипромысловой перекачки неф-
ти строятся исходя из условий их применения в герметизиро-
ванных высоконапорных системах сбора нефти (дожимные,
станции перекачки с установок подготовки на центральные то-
варные парки). Эти станции сооружаются в блочном исполне-
нии. Типовые дожимные блочные станции строятся на произ-
водительность 2000, 3000, 5000 т/сут. Станция на 5000 т/сут
комплектуется из семи блоков, в число которых входят блоки
насосов с электродвигателями и два блока комплектных транс-
форматорных подстанций. Эта станция содержит три рабочих
и один резервный агрегаты с асинхронными двигателями мощ-
ностью 160 кВт на 2950 об/мин.

Для промыслов Западной Сибири блочные насосные ком-
плектуются из насосных блоков, каждый из которых содержит
насос и асинхронный двигатель во взрывонепроницаемом
исполнении серии ВАО мощностью от 320 до 500 кВт на 6 кВ.
Число насосных блоков определяется производительностью на-
сосной станции.

К вспомогательному электрооборудованию насосных
станций относятся электроприводы задвижек (7,5 кВт), воз-
душных компрессоров для пневмоавтоматики (10 кВт), насосов
системы пожаротушения и др. Общая расчетная нагрузка вспо-
могательного электрооборудования, питаемого при напряжении
380/220 В, составляет от 200 до 400 кВт.

На нефтяных месторождениях Западной Сибири нефтена-
сосные станции обычно не являются самостоятельными соору-
жениями, а всегда находятся на территории комплексных
сборных пунктов (КСП), где размещены также установки под-
готовки нефти и кустовые водонасосные станции.

Электропривод технологических установок водяных на-
сосных станций системы поддержания пластового давления.
Насосные установки для законтурного и внутриконтурного за-
воднения являются весьма энергоемкими. В нефтедобывающих
районах нашей страны, где большое число скважин находится
в режиме фонтанной эксплуатации, расход электроэнергии на
закачку воды в пласт может превышать 60 % общего расхода
электроэнергии на добычу нефти.

В связи с необходимостью непрерывной подачи воды при
больших ее расходах и высоких требованиях к качеству созда-
ются специальные системы водоснабжения. Воду для закачки в
пласт забирают из рек и озер, водохранилищ. Используют
подземные воды, которым отдается предпочтение, так как при-
менение их возможно без очистки и химической обработки. За-
бираемую из открытых водоемов воду перед подачей в магист-
рали системы водоснабжения очищают с тем, чтобы освободить
ее от взвешенных частиц железа и других примесей, засоряю-
щих поры нефтеносного пласта.

Начальными звеньями системы водоснабжения в этих случа-
ях являются насосные станции водозабора первого (и второго)
подъема, от которых вода, пройдя через водоочистительные со-
оружения, поступает в магистральные трубопроводы. Из по-
следних вода забирается кустовыми насосными станциями
(КНС), где насосы высокого давления повышают ее давление
и по разводящим напорным трубопроводам направляют в сква-
жины.

Электрооборудование водонасосных станций может быть
нормального исполнения, так как здесь взрывоопасные смеси
отсутствуют.

Водозаборные насосные станции на открытых водоемах
снабжаются несколькими агрегатами с двигателями мощностью
310
от 100 до 250 кВт (первого подъема) и 800-2500 кВт - на на-
сосных второго подъема. На старых насосных станциях ис-
пользуются асинхронные двигатели. На современных насос-
ных станциях применяются синхронные двигатели. В частнос-
ти, для объединенного водозабора трех нефтяных месторожде-
ний Западной Сибири применена установка с тремя блоками
насосов первого подъема с асинхронными электродвигателями
по 100 и 250 кВт. Насосная станция второго подъема имеет 12
насосов с синхронными электродвигателями мощностью 1600 и
2500 кВт на 6 кВ.

Насосные станции проектируют обычно таким образом, что-
бы насосы при пуске оказывались залитыми водой вследствие
заглубления, либо используют для этого напорные магистрали
и другие решения элементов системы водоснабжения. Лишь в
относительно редких случаях прибегают к установке вакуум-
ных насосов, у которых управление электроприводом связыва-
ют с системой пуска основных насосов. Если водоснабжение
основано на использовании грунтовых вод, то водозабор осуще-
ствляют при помощи специальных насосных агрегатов, кото-
рыми оборудуют скважины водозабора. Здесь применяются
вертикальные глубинные центробежные насосы или погруж-
ные насосные агрегаты.

Вертикальные погружные центробежные насосы для забора
и нагнетания воды из подрусловых и артезианских скважин
типа АТН производительностью 35-200 м3/ч при напоре 80-
100 м снабжают асинхронными двигателями мощностью 17-
100 кВт, 380 В, 1450 об/мин. Применяемые для той же цели
насосы 12НА с подачей 150 м3/ч и напором 33-35 м снабжают
двигателями такого же типа мощностью 21-33 кВт,
1450 об/мин, а насосы АП с подачей 7,2-100 м3/ч и напором
50-280 м - двигателями мощностью 25-147 кВт, 2950 об/мин.

Стационарная насосная станция первого подъема для Само-
тлорского месторождения с подачей воды 180 млн. м3/год уста-
новлена на шпунтовом основании в русле реки. Два каркасных
здания насосной высотой 7 м с ограждающими конструкциями
из утепленных металлических панелей имеют размеры в пла-
не 30x9 м каждое. В здании насосной установлены 24 насоса
с вертикальными асинхронными электродвигателями мощнос-
тью по 250 кВт, напряжением 6 кВ. Общая установленная мощ-
ность этих электродвигателей составляет 6 МВт, вспомога-
тельного оборудования напряжением 0,4 кВ - 160 кВт.

Для водозаборов небольшой производительности применяют
плавучие насосные станции первого подъема. Плавучая насос-
ная представляет собой металлический понтон с надстройкой
из утепленных металлических панелей. В надстройке смонти-
рованы три насосных агрегата с электродвигателями мощнос-
тью по 100 кВт, вспомогательное оборудование, распредели-
тельный щит напряжением 0,4 кВ, аппаратура автоматики.
Производительность такой насосной составляет 20 млн. м3/год.
Плавучая насосная станция в собранном виде транспортирует-
ся по реке с завода-изготовителя на место строительства водо-
забора.

Система автоматики насосной станции обеспечивает воз-
можность автоматического пуска резервного насоса при ава-
рийной остановке рабочего насоса, самозапуск рабочих насосов
после кратковременного перерыва электроснабжения, автома-
тическое управление задвижками во время пуска насосов, авто-
матическое управление электроотоплением.

Водоводы от плавучей насосной имеют гибкие вставки, так
как понтон с насосной станцией перемещается по вертикали в
соответствии с колебаниями уровня воды в реке.

Плавучие насосные станции должны быть защищены от ле-
дохода и иметь направляющие свайные основания для верти-
кального перемещения. На них периодически нужно скалывать
лед в зимнее время. От этих недостатков свободны насосные
станции со струйными насосами. Понтоны со струйными насо-
сами укрепляют на дне реки на подготовленном основании.
Струйные головки соединены водоводами с приводными насоса-
ми, которые расположены на незатопляемом берегу совместно
с насосами второго подъема. Приводные насосы нагнетают во-
ду к струйным установкам, энергия потока воды передается во-
де, подсасываемой из реки.

Кинетическая энергия суммарного потока преобразуется в
статический напор, необходимый для создания требуемого дав-
ления на приеме насосов второго подъема. Все электрооборудо-
вание насосной со струйными установками расположено на бе-
регу совместно с электрооборудованием насосной станции вто-
рого подъема вблизи от источника питания.

Насосные станции второго подъема, а также приводные на-
сосы для струйных установок применяются в блочном исполне-
нии. Насосные агрегаты на заводе-изготовителе собирают в
блоки, состоящие из рамы или понтона с ограждающими кон-
струкциями из утепленных металлических панелей. В одном
блоке монтируется от одного до шести насосных агрегатов, в
зависимости от типа насоса и электродвигателя.

В насосных второго подъема применяют синхронные двига-
тели мощностью 2500 кВт и асинхронные двигатели мощнос-
тью 200-1600 кВт напряжением 6 кВ.
Кустовые насосные станции обычно располагаются на не-
большом расстоянии от нагнетательных скважин и оборудуют-
ся тремя-пятью насосными агрегатами каждая. На КНС приме-
няются синхронные двигатели 800-1000 кВт, 6 кВ и асинхрон-
ные короткозамкнутые 450-850 кВт, 6 кВ на 3000 об/мин (син-
хронных) .

За последние годы широкое распространение получили
КНС в блочном исполнении. Эти станции (БКНС) изготовля-
ют в заводских условиях и монтируют на месторождении в те-
чение 3-4 мес. Типовыми проектами нормального ряда БКНС
предусмотрены станции производительностью 150; 300 и
450 м3/ч с давлением на выходе 10-20 МПа. Число установ-
ленных агрегатов соответственно 2; 3 и 4, из которых один ре-
зервный. Насосы приводятся в действие синхронными двигате-
лями СТ Д-1250-2 1250 кВт, 6 кВ, 3000 об/мин. БКНС содержит
2-4 насосных блока, блоки низковольтный и управления, блоки
напорного коллектора и блок распределительного устройства
6 кВ.

В частности, на месторождениях Западной Сибири нашли
применение БКНС производительностью 450 м3/ч с насосами
ЦНС-180-1422 и двигателями 1250 кВт, БКНС производитель-
ностью 2100 м3/ч с насосами ЦНС-500-1000 и двигателями
4000 кВт, а также ЦНС-180-1900 с двигателями 1600 кВт. Дви-
гатели - синхронные серии СТД на 3000 об/мин, 6 (10) кВ с
бесщеточной системой возбуждения.

Синхронные двигатели БКНС снабжены защитой от корот-
ких замыканий (двигатели на 1250 кВт - токовой отсечкой,
двигатели на 4000 кВт - продольной дифференциальной токо-
вой), перегрузок, минимального напряжения, замыканий на
землю, асинхронного хода. Кроме того, предусмотрены техно-
логические защиты: при падении давления всасывания и
нагнетания, падении давления масла в подшипниках, перегре-
ве подшипников или масла в конечном участке системы
смазки.

На промыслах могут использоваться одноагрегатные на-
сосные станции высокого давления. Эти станции распо-
лагают вблизи нагнетательных скважин. Каждая стан-
ция закачивает воду под высоким давлением в одну сква-
жину, обеспечивая оптимальные условия воздействия на
пласт.

В нефтедобывающих районах с мощными водяными гори-
зонтами закачка воды в пласт для поддержания пластового дав-
ления иногда производится с помощью погружных электрона-
сосов. Такой насос откачивает пластовую воду из водозаборной
скважины и подает ее в напорный трубопровод и далее в на-
гнетательные скважины.

В частности, погружные насосы для поддержания пластово-
го давления оснащаются погружными электродвигателями мощ-
ностью 125-700 кВт, питаемыми от сети 6 (10) кВ через ком-
плектное устройство типа КУПНА-700, в состав которого вхо-
дит шкаф управления ШГС-9007. В этом шкафу размещена
релейно-контакторная аппаратура, выполняющая логические
функции по управлению погружным двигателем и его защите.
Выходные элементы шкафа включены в цепи катушек электро-
магнита отключения масляного выключателя и контактора, уп-
равляющего электромагнитом включения масляного выклю-
чателя.

Комплектное устройство КУПНА-700 обеспечивает ручное и
автоматическое включение и отключение электронасосной ус-
тановки, а также управление ею с диспетчерского пункта или
по программе; автоматическое повторное включение электрона-
сосной установки после восстановления напряжения сети, ес-
ли срабатывание защиты вызвано отклонением напряжения
питания за пределы рабочей зоны (0,85—1,1)С7Н; АПВ электро-
насосной установки с регулируемой выдержкой времени от 0,5
до 10 мин при восстановлении напряжения после его исчезно-
вения; быстродействующую защиту, отключающую установку
при перегрузке электродвигателя током более чем на (40-70) %
1Н с выдержкой времени 1,5-2 с; отключение установки с вы-
держкой времени 18-28 с при срыве подачи жидкости насосом
и снижении нагрузки по току электродвигателя более чем на
15 % от установившегося рабочего значения; невозможность по-
вторного включения установки при срабатывании любого вида
защиты, кроме случая срабатывания защиты, вызванного от-
клонением напряжения за пределы рабочей зоны; грозозащиту
установки.

В схеме предусмотрены световая сигнализация, указываю-
щая на включенное состояние электродвигателя и состояние
готовности к включению электродвигателя; наружная световая
сигнализация контроля работы установки; непрерывный кон-
троль сопротивления изоляции системы кабель - погружной
двигатель с отключением установки при снижении сопротив-
ления изоляции ниже заданного уровня; контроль напряжения
сети, силы тока погружного двигателя и всей установки, тех-
нический учет активной и реактивной энергии, потребляемой
установкой.

В схеме управления погружным двигателем заложены те же
решения, что и в схеме управления ШГС-5804 (см. рис. 9.6).
10.4.	ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ
КОМПРЕССОРНЫХ И НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ

Электроснабжение промысловых компрессорных
станций. Промысловые компрессорные станции для закачки
газа или воздуха в пласт, где устанавливают до 16 компрессо-
ров, являются весьма энергоемкими потребителями. Они отно-
сятся к I категории надежности электроснабжения. Это опре-
деляется тем, что даже при кратковременном прекращении их
работы и вызванном этим снижении давления рабочего агента
в линиях подачи его в скважины нарушается технологический
режим работы скважин. Особенно тяжелые последствия имеет
перерыв в подаче рабочего агента для скважин, где жидкость
содержит значительное количество песка. Здесь для восстанов-
ления нормального режима извлечения жидкости на поверх-
ность может потребоваться ремонт скважины и, следовательно,
длительный перерыв в ее работе.

Компрессорные станции, предназначенные для подачи газа
потребителям I категории, например электростанциям, тоже
относятся к I категории надежности. Для питания электро-
энергией электрооборудования компрессорных станций при
напряжении 6 кВ непосредственно при компрессорной соору-
жается трансформаторная подстанция 35/6 или 110/6 кВ. В
тех случаях, когда к компрессорной может быть подведено пи-
тание при напряжении 6 кВ от какой-либо промысловой под-
станции, сооружается только распределительное устройство.

В схеме питания электрооборудования компрессорной стан-
ции (рис. 10.3) выключатели высокого напряжения линий, пи-
тающих двигатели, установленные в распределительном уст-
ройстве 6 кВ, снабжены дистанционным управлением из поме-
щения, где установлены двигатели компрессоров. РУ 6 кВ пи-
тается двумя линиями. Питающие вводы 6 кВ присоединены к
двум секциям шин, оборудованным секционным выключателем.
При отключении одной из питающих линий этот выключатель
соединяет обе секции шин, переводя питание всех потребите-
лей на линию, оставшуюся в работе. Кроме линий, подводя-
щих энергию к каждому двигателю высокого напряжения ком-
прессора, в распределительном устройстве предусмотрены две
линии для трансформаторов 6/0,4 кВ, предназначенных для
питания вспомогательных устройств компрессорной станции:
двигателей насосов охлаждения, системы вентиляции, элект-
рического освещения, цепей управления и сигнализации и т.д.

Так как выход из строя насоса или системы вентиляции
главных двигателей компрессоров приводит к прекращению
315
1 Ввод 6 кВ

1 Ввод 6 кВ

Двигатели

водяных насосов

Двигатели

водяных насосов

Рис. 10.3. Схема питания электрооборудования компрессорной станции

работы компрессоров, надежность питания вспомогательных
устройств обеспечивается так же, как надежность питания
главных двигателей. Поэтому предусмотрены два трансформа-
тора 6/0,4 кВ и две секции сборных шин 0,4 кВ с шиносоеди-
нительным автоматом, обеспечивающим автоматический пере-
вод питания всех потребителей на оставшийся в работе транс-
форматор в случае отключения одного из них.

Электроснабжение компрессорных станций осуществляется
при напряжении 110 или 220 кВ по двухцепным воздушным
линиям от различных систем сборных шин одной подстанции
или от различных районных подстанций. На площадках ком-
прессорных станций устанавливаются трансформаторные под-
станции 110/10 или 220/10 кВ. Питание распределительных
устройств 10 кВ осуществляется двухцепными открытыми гиб-
кими токопроводами для трех- и двухагрегатных компрессор-
ных станций или четырехцепными токопроводами (для шести-
агрегатных компрессорных станций). Схема электроснабже-
ния шестиагрегатной компрессорной станции показана на
рис. 10.4.

Расщепленные обмотки трансформатора 110/10/10 кВ на
Рис. 10.4. Схема электроснабжения шестиагрегатной компрессорной станции:

1 ~ подстанция 220/110/10 кВ; 2 - РУ 10 кВ; 3 ~ компрессорный цех; 4 -
кабели с медными жилами 2 (3x240 мм2); 5 - токопроводы 10 кВ

трехагрегатных компрессорных станциях можно соединять
между собой параллельно для облегчения пуска приводных
двигателей компрессоров и уменьшения числа токопроводов
(два вместо четырех). На компрессорных станциях с шестью
машинами соединение вторичных обмоток трансформаторов не-
допустимо по условию устойчивости оборудования к действию
токов короткого замыкания. Все оборудование распределитель-
ного устройства 10 кВ размещается в зданиях из металличес-
ких панелей. Четыре секции распределительного устройства
10 кВ, снабженные вводными выключателями, попарно соеди-
нены между собой секционными выключателями.

Вводы 10 кВ снабжены максимальной токовой защитой с вы-
держкой времени, защитой минимального напряжения и защи-
той от замыканий на землю. Для защиты питающих воздуш-
ных токопроводов 10 кВ, входящих в зону дифференциальной
защиты силовых трансформаторов, на вводе 10 кВ установле-
ны комплекты трансформаторов тока. Секционные выключате-
ли снабжены только устройствами АВР, включающими секци-
онный выключатель после отключения выключателя ввода
10 кВ защитой минимального напряжения. Устройство АВР
блокируется при срабатывании максимальной токовой защиты
на вводе 10 кВ.
ПО кВ

35 кВ

110 кВ
Рис. 10.5. Схема электроснабжения комплексного сборного пункта
Самотлорского месторождения

Трансформаторы собственных нужд 10/0,4 кВ, мощность
нагрузки которых в зависимости от числа агрегатов компрес-
сорной станции составляет 1250-2250 кВт, снабжены макси-
мальной токовой защитой без выдержки времени, токовой от-
сечкой и защитой от замыканий на землю.

Электроснабжение промысловых насосных станций пере-
качки нефти. Электроснабжение насосных станций внутрипро-
мысловой перекачки нефти обеспечивается по I или II катего-
рии надежности. На схеме электроснабжения комплексного
сборного пункта Самотлорского месторождения (рис. 10.5) по-
казана система питания нефтенасосной станции, состоящей из
шести блоков с электродвигателями мощностью по 320 кВт.
Для повышения надежности электроснабжения нефтенасосной
станции ее двигатели присоединены к первой и второй секци-
ям шин РУ 6 кВ, которые имеют устройство АВР. Эти секции
шин отделены реакторами от третьей и четвертой секций шин
питания синхронных двигателей по 4000 кВт кустовой водона-
сосной станции, что обеспечивает более стабильное напряже-
ние для питания нефтенасосной станции.

Другие потребители электроэнергии нефтенасосной стан-
ции питаются от трансформаторных подстанций 6/0,4 кВ
мощностью 2x250-2x400 кВ-А посредством распределительных
щитов и станций управления. Поскольку насосные блоки име-
ют взрывоопасные зоны класса В-1а, электрооборудование ус-
танавливают в отдельных электротехнических помещениях,
выполненных из легких металлических утепленных ограждаю-
щих конструкций. Сигнализация о работе нефтенасосных аг-
регатов выводится на щит оператора КСП и передается по ка-
налам телемеханики на диспетчерские пункты.

Электроснабжение промысловых водяных насосных стан-
ций. Насосные станции для законтурного и внутриконтурного за-
воднения являются энергоемкими установками. Начальные зве-
нья системы водоснабжения - насосные станции водозабора пер-
вого (и второго) подъема. Из магистральных трубопроводов вода
поступает на кустовые насосные станции и далее в скважины.

Электроснабжение водозаборных насосных станций осуще-
ствляется от трансформаторной подстанции 35/6 кВ с двумя
трансформаторами по 10 МВ-А. Питание потребителей напря-
жением 380/220 В (двигатели мощностью до 100 кВт, электро-
освещение, вентиляторы, электроотопление) обеспечивается от
трансформаторных подстанций 6/0,4 кВ.
Вспомогательное электрооборудование напряжением 0,4 кВ
питается от двухсекционного щита. Чтобы обеспечить требуе-
мую надежность питания нагрузок 0,4 кВ, предусмотрены две
трансформаторные подстанции 6/0,4 кВ, установленные на
эстакаде. Эстакада предназначена для связи насосной станции
с берегом, транспортировки оборудования, прокладки водоводов
и других коммуникаций. В частности, по эстакаде проложены
66 силовых и контрольных кабелей напряжением 6 и 0,4 кВ.

Питание электродвигателей мощностью 250 кВт осуществля-
ется от объединенного распредустройства 6 кВ, размещенного
на берегу вблизи от насосной станции второго подъема.

Погружные насосы, используемые для поддержания пласто-
вого давления в районах, содержащих мощные водяные гори-
зонты, снабжены погружными двигателями мощностью 125-
700 кВт, питаемыми от сети 6 (10) кВ через комплектные уст-
ройства серии КУПНА-700. Устройство содержит ячейку КРУ,
установку дросселя, блок разъединителя, трансформатор соб-
ственных нужд 25 кВ-А, 6/0,4 или 10/0,4 кВ, комплектное ус-
тройство питания и шкаф управления, смонтированные в утеп-
ленной кабине контейнерного типа с электрическим обогревом.
Конструктивно комплектное устройство КУПНА-700 имеет вы-
соковольтный отсек и коридор обслуживания, разделенные пе-
регородкой с сетчатой дверью.

Напряжение 6 или 10 кВ подводится к комплектному уст-
ройству через разъединитель, установленный вне устройства
на ближайшей опоре воздушной линии электропередачи. От
разъединителя напряжение подается воздушным вводом на
разрядники, предназначенные для защиты устройства КУП-
НА-700 от атмосферных перенапряжений, и в ячейку КРУ с
масляным выключателем и трансформаторами тока. Последние
служат для питания реле максимальной токовой защиты, токо-
вых обмоток счетчиков технического учета активной и реактив-
ной энергии, а также для включения амперметра. После высо-
ковольтных разъемов ячейки КРУ напряжение по кабелю по-
дается к силовому трансформатору 6 (10) кВ, установленному
вне комплектного устройства. С выводом низшего напряжения
силового трансформатора цепь питания проходит по кабелю
вновь в ячейку КРУ на вторую пару трансформаторов тока, а
затем на погружной электродвигатель. Вторая пара трансфор-
маторов тока служит для питания реле защиты и амперметра.

От одной из фаз низшего напряжения силового трансфор-
матора через предохранитель, дроссель, пробивной предохра-
нитель, разрядник, конденсатор и резистор подается сигнал
на прибор контроля изоляции системы погружной двигатель -
кабель. Все перечисленные элементы, за исключением резис-
тора, размещены в установке дросселя.

С неподвижных контактов высоковольтных разъемов, распо-
ложенных до масляного выключателя, напряжение 6 (10) кВ
через разъединитель и предохранители подается на трансфор-
маторы напряжения (предназначенные для питания обмоток
напряжения счетчиков активной и реактивной энергии и
вольтметра, контролирующего линейное напряжение сети) и
на трансформатор собственных нужд 25 кВ-А, 6 (10)/0,4 кВ.

От трансформатора собственных нужд получают питание
комплектное устройство питания привода масляного выключа-
теля и шкаф управления типа ШГС-9007. В шкафу размещена
вся релейно-контакторная аппаратура, выполняющая логичес-
кие функции по управлению погружным двигателем и его за-
щите. Выходные элементы шкафа ШГС-9007 включены в цепи
катушек электромагнита отключения масляного выключателя и
контактора, управляющего электромагнитом включения масля-
ного выключателя.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1.	Каков диапазон мощностей двигателей, приме-
няемых на промысловых компрессорных станциях? Назовите
типы двигателей и их исполнение в отношении взрывозащиты.

2.	Объясните действие схем управления асинхронным и
синхронным двигателями привода компрессора.

3.	Какие функции выполняет система управления током
возбуждения синхронного двигателя типа БСДКП?

4.	Каков диапазон мощностей двигателей, применяемых на
насосных установках внутрипромысловой перекачки нефти и
водяных насосных станций поддержания пластового давления?
Назовите типы двигателей, исполнения в отношении взрывоза-
щиты.

5.	Перечислите преимущества блочного исполнения насос-
ных станций.

6.	Каковы основные характеристики электрооборудования
водяных насосных водозабора и кустовых насосных станций?

7.	Назовите основные требования к системе электроснабже-
ния промысловых компрессорных станций.

8.	Перечислите основные элементы схемы электроснабже-
ния промысловых насосных станций перекачки нефти.

9.	Назовите требования и основные элементы схем электро-
снабжения промысловых водяных насосных станций.
ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ

КОМПЛЕКСЫ ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ
НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ

. . МАГИСТРАЛЬНЫХ

1 1	НЕФТЕПРОВОДОВ,

1 1	НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

Глава И НЕФТЕБАЗ

11.1.	ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА

И ОБОРУДОВАНИЕ НАСОСНЫХ
ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

Магистральные нефтепроводы предназначены для
транспорта нефти из районов ее добычи в морские, речные,
железнодорожные пункты налива и на нефтеперерабатываю-
щие заводы, а магистральные нефтепродуктопроводы - для
транспорта нефтепродуктов из районов их производства до на-
ливных станций или баз, расположенных в местах потребле-
ния. На магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах стро-
ят насосные перекачивающие станции (НПС) двух видов: го-
ловные и промежуточные. Головные станции располагаются в
начале трубопровода и служат для перекачки нефти или неф-
тепродуктов из резервуарных парков в магистральный трубо-
провод. Промежуточные станции предназначены для повыше-
ния давления перекачиваемых продуктов в магистральном тру-
бопроводе. В соответствии с назначением указанных станций в
состав сооружений головной НПС всегда входят резервуарный
парк и подпорная насосная станция, совмещенная с основной
насосной или расположенная в отдельном здании. Подпорная
насосная служит для подачи жидкости на вход основных насо-
сов, так как при откачке из безнапорных резервуаров основ-
ные насосы не могут работать без предварительного создания
давления жидкости на их входе. На некоторых трубопроводах,
322
находящихся в эксплуатации, промежуточные насосные стан-
ции также имеют емкости для нефти или нефтепродуктов и
ведут откачку из этих емкостей. В этом случае промежуточные
перекачивающие станции оборудуют так же, как и головные,
подпорными насосами.

На новых и строящихся трубопроводах промежуточные ре-
зервуары не предусматриваются и перекачка жидкости ведется
по системе «из насоса в насос». При работе по такой системе
нет необходимости в установке подпорных насосов на проме-
жуточных станциях.

Кроме рассматриваемых перекачивающих насосных стан-
ций на магистральных трубопроводах имеются наливные на-
сосные, располагаемые при резервуарных парках наливных
станций. Состав установок и технологическая схема НПС при-
ведены на рис. 11.1.

На НПС в качестве основных используются центробежные
насосы с подачей от 360 до 10 000 м3/ч с напором 210-260 м, а
в качестве подпорных - насосы с подачей 360-5000 м3/ч с на-
пором 28-90 м. На головных станциях чаще всего устанавлива-
ют четыре насоса, из них один резервный. Насосы включают
последовательно, например на станции с четырьмя насосами
по два-три, что обеспечивает необходимое давление на выходе
станции. Мощность, необходимая для привода насоса с пода-
чей 10 000 м3/ч, составляет от 6300 до 8000 кВт.

На головных станциях устанавливают два (иногда три) под-
порных насоса, один из них резервный. Подпорный насос дол-
жен обеспечивать подачу, равную подаче главного насоса, и со-
здавать необходимое давление перед главным насосом (напри-
мер, 0,28-0,9 МПа). На ранее построенных промежуточных
НПС с промежуточными емкостями установлены один-два под-
порных насоса без резерва. Мощность, необходимая для рабо-
ты этих насосов, составляет 320-800 кВт.

Нефтяной насос является турбомашиной, вид механической
характеристики которой зависит от того, каким образом осуще-
ствляется пуск (на открытую задвижку или закрытую задвиж-
ку). Момент трогания механизма из состояния покоя, обуслов-
ленный противодавлением, трением в подшипниках и торце-
вых уплотнениях насоса, составляет 20-25 % момента сопро-
тивления при полной скорости. По мере разгона насоса
момент сопротивления а р несколько уменьшается, достигая ми-
нимума при частоте вращения О = 300-500 об/мин, а затем
увеличивается по параболическому закону. Механические ха-
рактеристики нефтяного насоса НМ-10000-210 при пуске на
открытую и закрытую задвижки приведены на рис. 11.2.
Рис. 11.1. Технологическая схема нефтеперекачивающей насосной станции:

1 - магистральный нефтепровод диаметром 720-1420 мм; 2 - устройство приема и пуска скребка; 3 - площадка фильтров-
грязеуловителей; 4 - площадка с предохранительными устройствами; 5 - подпорная насосная; 6 - резервуарный парк;

7 - помещение счетчиков; 8 - перекачивающая насосная; 9 - помещение регулирующей аппаратуры
Рис. 11.2. Механическая характе-
ристика нефтяного насоса НМ-
10000—210 при открытой (1) и
закрытой (2) напорных задвижках

0	1000	2000	3000

п, об/мин

Рис. 11.3. Упрощенная схема тех-
нологических трубопроводов голов-
ной насосной станции

Для привода центробежных насосов НПС магистральных
трубопроводов в настоящее время применяют исключительно
электродвигатели. Технологическое оборудование насосных
станций, кроме собственно насосных агрегатов, содержит сле-
дующие системы: трубопроводов перекачиваемой жидкости;
масляную; вентиляции электродвигателей; охлаждения масла;
смазки уплотнений; сбора утечек перекачиваемой жидкости и
др. Пуск и остановка двигателей привода насосов связаны с
управлением положения задвижек технологических коммуника-
ций. На рис. 11.3 представлена упрощенная схема технологи-
ческих трубопроводов головной насосной нефтеперекачиваю-
щей станции с четырьмя главными и двумя подпорными насо-
сами. Подпорные насосы 1 забирают нефть из резервуара 10
через фильтр 11 и подают ее на вход главных насосов 2. При
помощи задвижек с электроприводом 3 и 4 возможно обеспе-
чить работу одного, двух или трех последовательно включен-
ных главных насосов. Обратные клапаны 6 предотвращают пе-
ретекание нефти из напорного трубопровода в подводящий на
участке каждого насоса. В тех случаях, когда в месте выхода
вала из насоса применяется торцовое уплотнение корпуса на-
соса, смазка уплотнений производится очищенной нефтью, по-
даваемой по системе трубопроводов, не показанной на рисунке.
Нефть, просачивающаяся через уплотнения, по трубопроводам
утечек 5 отводится в сборный приямок 7, откуда попадает в ре-
зервуары - сборщики утечек 8 и далее насосом 9 перекачивает-
ся в подводящий трубопровод.

Смазка подшипников главных и подпорных насосов и при-
водного электродвигателя осуществляется по циркуляционной
системе под давлением. Забираемое из масляного бака масло
прокачивается электрифицированными шестеренчатыми насо-
сами через фильтр и охладитель и далее поступает в подшип-
ники, откуда самотеком проходит в масляный бак. Масло мо-
жет охлаждаться водой или нефтью.

Кроме основного технологического оборудования насосных
станций, работа которого требует подвода электрической энер-
гии, существует ряд других ее потребителей: вспомогательные
устройства самой насосной (вентиляция, освещение, котель-
ная, механические мастерские и др.), водяные насосные произ-
водственного и питьевого водопроводов, насосы пожаротуше-
ния, потребители резервуарного парка и устройства налива
(если таковые имеются), коммунальные нужды жилого поселка
и др. Мощность, необходимая для питания всех потребите-
лей головной насосной станции, достигает 30 МВт и более.
В районах Западной Сибири, где берут начало многие ма-
гистральные нефтепроводы, на одной площадке монтируют-
ся три-четыре НПС. В этом случае установленная мощ-
ность электродвигателей только основных насосов превышает
100-110 МВт.

С целью обеспечения возможности работы НПС без посто-
янного обслуживающего персонала управление всеми основны-
ми и вспомогательными технологическими процессами автома-
тизировано. Система автоматики обеспечивает:

автоматический пуск вспомогательных механизмов для под-
готовки к включению насосных агрегатов при открытой за-
движке на входе станции;

дистанционное программно-автоматическое включение каж-
дого основного насосного агрегата;

автоматическое регулирование максимального давления на-
гнетания станции и минимального давления всасывания основ-
ных насосов;

контроль режима охлаждения двигателей насосных агрегатов;

автоматическое управление приточно-вытяжной вентиляци-
ей с ограничением содержания паров нефти в воздухе насосно-
го отделения на уровне не выше 20 % от нижнего предела
взрываемости и с поддержанием температуры в помещении на-
сосов в пределах, требуемых для нормальной работы оборудо-
вания и аппаратуры;

автоматическое управление погружными насосами и насосами
откачки утечек в зависимости от уровня в резервуарах-сборниках;

автоматическое включение резервного агрегата любой вспо-
могательной системы при выходе из строя основного;

автоматическое отключение одного из работающих насосных
агрегатов в случае чрезмерного повышения давления нагнета-
ния до и после регулирующего органа, а также чрезмерного
понижения давления на входе основных насосов;

автоматическое включение всех агрегатов и отключение стан-
ции от магистрали в случае аварийного повышения давления на-
гнетания или понижения давления на входе основных насосов,
а также при долговременном сохранении повышенной концент-
рации паров нефти в воздухе насосного отделения и при мак-
симальном аварийном уровне нефти в резервуарах-сборниках;

дистанционное отключение НПС от магистрального нефтепро-
вода с одновременным отключением вспомогательных механиз-
мов;

централизованный контроль за основными параметрами ра-
боты НПС, их регистрацию и необходимую исполнительную и
аварийную сигнализацию.

11.2.	ЭЛЕКТРОПРИВОД ГЛАВНЫХ
И ПОДПОРНЫХ НАСОСОВ

Атмосфера машинных залов насосных для пере-
качки нефти и нефтепродуктов при нормальных условиях экс-
плуатации не содержит опасной концентрации паров перека-
чиваемых жидкостей. Однако в аварийных условиях или при
возникновении неисправностей концентрация паров нефти
или нефтепродуктов может достичь значения, при котором по-
мещение будет относиться к взрывоопасным. Обычно машин-
ные залы НПС содержат взрывоопасные зоны класса В-1а, и
устанавливаемое здесь электрооборудование должно иметь
взрывозащищенное исполнение.

Главные электродвигатели привода основных и подпорных
насосов применяются как во взрывозащищенном, так и в нор-
мальном исполнении. В первом случае их устанавливают в од-
ном помещении с насосами, во втором - в помещении, отделен-
ном от насосной негорючей перегородкой. В последнее время
отдается предпочтение двигателям нормального исполнения,
так как кроме меньшей стоимости эти двигатели обладают сле-
дующими преимуществами: уменьшаются объем и площадь
взрывоопасной зоны; улучшаются условия пожарной безопас-
ности при ремонте двигателей, связанном с необходимостью
пайки, сварки. Кроме того, в случае установки двигателей в об-
щем помещении с насосами приходится отключать остальные
агрегаты для предотвращения опасности взрыва, что вызывает
остановку всей насосной станции. Установка двигателей в от-
дельном помещении позволяет ремонтировать двигатель непо-
средственно на месте без отключения остальных агрегатов.

Для привода главных насосов на насосных станциях ис-
пользуют синхронные и короткозамкнутые асинхронные двига-
тели на 3000 синхронных об/мин. В последнее время преиму-
щественное применение находят синхронные двигатели.

Двигатели типа СТД мощностью 1250-8000 кВт изготовляют
на стояковых подшипниках скольжения с циркуляционной
смазкой под давлением.

Для установки вне помещения насосов применяются син-
хронные двигатели без взрывозащиты серии СТД. В одном по-
мещении с насосами могут быть установлены взрывозащищен-
ные двигатели серии СТДП (табл. 11.1), выпускаемые промы-
шленностью для мощностей от 630 до 12 500 кВт и напряже-
нием 6(10) кВ на 3000 об/мин. Наиболее широко распростра-
нены для привода насосов двигатели мощностью от 4000 до
8000 кВт.

Двигатели серии СТДП выполняются с одним свободным
концом вала и оснащаются двумя стояковыми подшипниками
скользящего трения с принудительной смазкой под давлением
от масляной системы насоса.

Взрывозащита обеспечивается исполнением, продуваемым
Технические характеристики электродвигателей серии СТДП

Двигатель	Номиналь- ная мощность, кВт	Номиналь- ное на- пряжение статора, В	Частота вращения, об/ мин	кпд	СОЗ (р опере- жающий
СТДП-4000-2	4000	6000  10 000	3000	0.972  0,969	0,9
СТДП-5000-2	5000	6000  10 000	3000	0.973  0,972	0,9
СТДП-6300	6300	6000  10 000	3000	0.974  0,974	0,9
СТДП-8000-2	8000	6000  10 000	3000	0.976  0,976	0,9

под избыточным давлением. Воздух, охлаждающий двигатель и
циркулирующий по замкнутому контуру, охлаждается в свою
очередь водяными охладителями, установленными по бокам ста-
тора вдоль его оси. Наружные щиты двигателя и возбудителя
уплотнены изоляционным материалом, исключающим протека-
ние подшипниковых токов и возникновение фрикционного ис-
крения. Возбуждение двигателей осуществляется от бесщеточ-
ного возбудительного устройства.

Двигатели серий СТД и СТДП имеют ряд преимуществ по
сравнению с синхронными двигателями более ранних серий, в
том числе более высокий КПД (на 0,5-2 %) при снижении
массы в 1,5-2 раза. Применение новых эффективных техниче-
ских решений позволило двигателям этих серий выйти на ми-
ровой уровень по технико-экономическим показателям.

Возможность прямого асинхронного пуска синхронных дви-
гателей от полного напряжения сети определяется путем сопо-
ставления их пусковых характеристик (с учетом понижения
напряжения на зажимах статора) и механических характерис-
тик насосов. Пусковые характеристики электродвигателей се-
рии СТД даны в табл. 11.2.

На рис. 11.4 приведены механические характеристики элек-
тродвигателя и насоса. Сопоставляя эти характеристики, мож-
но заметить, что электродвигатели серии СТД обеспечивают
прямой пуск от полного напряжения сети при открытой за-
движке на выходе насоса, если напряжение сети при пуске не
ниже 0,651) н. При выполнении этих условий момент, развивае-
мый двигателем, всегда выше момента сопротивления насоса.

Для привода главных насосов НПС также находят примене-
ние двухполюсные асинхронные двигатели серии 4АТД (асин-
хронные турбодвигатели) мощностью от 500 до 5000 кВт в
нормальном и взрывозащищенном (продуваемом под избыточ-
Пусковые характеристики электродвигателей серии СТД

Тип элек- тродвигателя	Скольжение				
	1	0,8	0,6	0,5	0,4
СТД-1250-2	6,48/2,07	6,22/2,14	5,85/2,20	5,61/2,23	5,31/2,24
СТД-1600-2	6,79/2,16	6,51/2,24	6,12/2,32	5,87/2,35	5,55/2,36
СТД-2000-2	6,91/2,23	6,62/2,32	6,21/2,4	5,94/2,43	5,61/2,44
СТД-2500-2	6,16/1,75	5,94/1,84	5,64/1,93	5,43/1,97	5,17/2,00
СТД-3200-2	6,63/1,85	6,4/1,96	6,07/2,07	5,85/2,12	5,56/2,16
СТД-4000-2	6,69/1,92	6,45/2,03	6,11/2,14	5,88/2,2	5,58/2,24
СТД-5000-2	7,22/2,07	6,96/2,2	6,59/2,35	6,33/2,41	6,00/2,47
СТД-6300-2	6,28/1,62	6,09/1,73	5,81/1,86	5,69/1,93	5,36/1,99
СТД-8000-2	6,93/1,76	6,72/1,89	6,42/2,05	6,2/2,13	5,96/2,21

Продолжение табл. 11.2

Тип элек-		Скольжение	
тродвигателя	0,2	0,1	0,05	|	0,02
СТД-1250-2 СТД-1600-2 СТД-2000-2 СТД-2500-2  СТД-3200-2 СТД-4000-2 СТД-5000-2  СТД-6300-2  СТД-8000-2  П р и ме ча а /а н.	4,34/2,17  4,53/2,29  4,55/2,35  4,31/1,97  4,63/2,17  4,6/2,23  4,9/2,45  4,5/2,05  4,95/2,29  и и е. В числит	3,37/1,91  3,51/2,02  3,51/2,07  3,43/1,82  3,68/1,99  3,52/2,02  3,83/2,2  3,61/1,92  3,95/2,14  еле приведены з	2,48/1,5	1,65/0,954  2,57/1,6	1,67/1,01  2,55/1,63	1,63/1,02  2,6/1,5	1,74/0,997  2,77/1,65	1,82/1,09  2,71/1,66	1,75/1,08  2,83/1,80	1,79/1,16  2,75/1,65	1,78/1,13  3,01/1,83	1,93/1,26  начения 1/1 н, в знаменателе -

ным давлением) исполнении. Исполнение по взрывозащите
1ЕхрПТ5.

Двигатели серии 4АТД рассчитаны на напряжение 6 (10) кВ
и могут иметь разомкнутый (обозначение двигателей 4АРМП)
и замкнутый (обозначение двигателей 4АЗМП) циклы венти-
ляции с расположением водяных охладителей в яме фундамен-
та. Двигатели выдерживают прямой пуск от полного напряже-
ния сети и допускают два пуска подряд из холодного состояния
или один пуск из горячего.

Для привода подпорных насосов применяют синхронные и
асинхронные двигатели мощностью до 1600 кВт.

Все изложенное об исполнении и установке двигателей
привода главных насосов относится и к двигателям подпорных
насосов, так как они отличаются от первых только по мощнос-
ти и частоте вращения. Технические характеристики асин-
хронных электродвигателей магистральных и подпорных насо-
сов приведены в табл. 11.3.

Для мощных синхронных двигателей привода насосов обыч-
но предусматривают следующие виды электрических релейных
330
Рис. 11.4. Механические характе-
ристики электродвигателя СТД6300-2
и насоса МН-10000—210 при пуске
на открытую напорную задвижку:
1-7 - характеристики двигателя
при различных напряжениях ста-
тора; 8, 9 - характеристики насоса
при различных диаметрах ротора;
та относительное значение асинх-
ронного момента двигателя к номи-
нальному; тс - то же моментов соп-
ротивления

1	0,8 0,6 0,4 0,2	0 8

защит: токовую отсечку без выдержки времени, срабатываю-
щую при коротких замыканиях; токовую от перегрузок; диффе-
ренциальную токовую от внутренних повреждений; минималь-
ного напряжения до уровня ниже 0,6 от номинального; токовую
от однофазных замыканий на землю при силе тока замыкания
на землю, превышающей 10 А; защиту от асинхронного режи-
ма, совмещаемую обычно с защитой от перегрузок. Кроме того,
в последнее время предусматриваются системы автоматической
частотной разгрузки питающей подстанции (АЧР), отключаю-
щей 50 % двигателей при снижении частоты ниже 49 Гц, и за-
щита двигателей от минимальной частоты. Защита от мини-
мальной частоты срабатывает с большей выдержкой времени,
чем система АЧР, и отключает все синхронные двигатели.

Схемы управления и защиты синхронных двигателей СТД
и СТДП для привода насосов в основном не отличаются от
привода центробежных нагнетателей компрессорных станций.

Выпускаемые в настоящее время двигатели серий СТД и
СТДП оснащаются тиристорными возбудителями. Возбудители
серии ВТЕ-320 предназначены как для питания обмотки воз-
Технические характеристики асинхронных электродвигателей магистральных и подпорных насосов

Тип двигателя	Номи- нальная мощность, кВт	Номи- нальное напряже- ние, кВ	Сколь- жение, %	Синхрон- ная час- тота вра- щения, об/мин	Номи- нальный КПД, %	Номи- нальный коэффи- циент мощности, СОЗ фн	Кратность чаксималь- ного момента М /М 1 2тах/ н	Кратность пускового момента Мп/Мн	Кратность пускового тока 1П/1Я	Расход воды в воздухо- охладите- ле, л/с
4АЗМП-1000	1000	6	Де 0,7	зигатели ма  3000	гистралънъ 96,1	IX насосов  0,89	2	1	5,3	1,8
4АРМП-1000  4АЗМП-1250	1250	6	0,9	3000	96,4	0,89	2,1	0,95	5,5	2,5
4АРМП-1250  4АЗМП-1600	1600	6	0,9	3000	96,6	0,89	2	0,9	5,2	3,5
4АРМП-1600  4АЗМП-2000	2000	6	0,9	3000	96,7	0,88	1,9	0,77	4,7	3,7
4АРМП-2000  4АЗМП-2500	2500	6	0,9	3000	97	0,89	2	0,85	5	4,2
4АРМП-2500  4АЗМП-3150	3150	6	0,8	3000	97,2	0,9	2,1	0,9	5,3	5,0
4АРМП-3150  4АЗМВ-1600	1600	10	0,8	3000	95,7	0,88	2,2	0,8	6	
4АЗМВ-2000	2000	10	0,7	3000	96	0,87	2,1	0,78	5,9	—
4АЗМВ-2500	2500	10	0,6	3000	96,5	0,88	2,4	1,1	7	—
4АЗМВ-2000	2000	6	0,7	3000	96,6	0,88	2,4	0,92	6,5	—
4АЗМВ-2500	2500	6	0,8	3000	96,5	0,88	2,15	0,85	6	-
ВАОВ560М-4	400	6		Двигатели  1500	подпорных 92,2	насосов  0,86	2,4	1,1	6,5	
ВАОВ630К-4	800	6		1500	94	0,89	2,4	1,0	6,5	—
ВАОВ7ЮК-4	1250	6		1500	95	0,89	2,5	1,1	6,5	—
ВАОВ800В-4	2000	6		1500	96	0,89	2,5	1,1	6,5	-
Примечание. Двигатели 4АЗМП имеют замкнутый, а двигатели 4АРМП - разомкнутый									цикл в е н т и л я ц и и,	
маркировка по	взрывозащите 1ЕхрПТ5; двигатели 4АЗМВ имеют					маркировку по взрывозащите 1Еха11ВТ4; двигатели				
ВАОВ - вертикального исполнения,			маркировка по взрывозащите В314-В.							
буждения, так и для управления и автоматического регулирова-
ния тока возбуждения при прямом и реакторном пуске, син-
хронном и аварийном режимах синхронных двигателей серии
СТД. Технические характеристики возбудителей серии ВТЕ-
320-6 приведены в табл. 11.4. В схеме возбудителя предусмот-
рены режимы автоматического, ручного и аварийного управле-
ния током возбуждения и режим опробования.

При работе в режиме ручного управления возбудитель обес-
печивает:

1)	автоматическую подачу возбуждения в функции скольже-
ния ротора при прямом и реакторном пуске синхронного двига-
теля в диапазоне изменения скольжения 1-5 %;

2)	плавное регулирование тока возбуждения в диапазоне
(0,3-1,1)1 н с возможностью подстройки граничных пределов;

3)	ограничение минимального значения напряжения возбуж-
дения в диапазоне (0—0,5)13 вн;

4)	ограничение тока возбуждения по максимуму значением,
регулируемым в пределах (1,2-1,8)1 вн;

5)	ограничение с выдержкой времени тока возбуждения при
длительной перегрузке обмотки ротора величиной, регулируе-
мой в пределах (0,9-1,1)1 вн;

Таблица 11.4

Технические характеристики тиристорных возбудителей серии ВТЕ-320-6

Тип возбудите ля	Схема выпрям- ления	Номи- нальный выпрям- ленный ток, А	Номи- нальное выпрям- ленное напря- жение,  В	Макси- мальное выпрям- ленное напря- жение, В	кпд при но- миналь- ной на- грузке	Коэф- фици- ент мощ- ности	Тип воз- буждаемого двигателя
ВТЕ- 320/48	Трех- фазная с ну- левым выво- дом	320	48	110	88,2	0,32	СТД-630-2  СТД-800-2 СТД-1000-2 СТД-1250-2
ВТЕ- 320/75	То же	320	75	170	91,0	0,32	СТД-1600-2 СТД-2000-2
ВТЕ- 320/115		320	115	260	92,2	0,32	СТД-2500-2 СТД-3150-2 СТД-4000-2
ВТЕ- 320/150	Трех- фазная мосто- вая	320	150	340	91,5	0,37	СТД-5000-2 СТД-6300-2
ВТЕ- 320/230	То же	320	230	520	92,8	0,37	СТД-8000-2  СТД-10000-2 СТД-12500-2

Рис. 11.5. Функциональная схема тиристорного возбудителя серии ВТЕ-320

6)	форсировку по напряжению кратностью не менее
2,25С/ВН при номинальном напряжении сети и форсировочном
токе кратностью 1,81вн;

7)	гашение поля при нормальных и аварийных отключени-
ях двигателя переводом преобразователя в инверторный ре-
жим, а при наличии сигнала на форсированное гашение - ме-
тодом инвертирования с последующим реверсом тока;

8)	стабилизацию тока возбуждения с точностью ±5 % при
изменении температуры обмотки возбуждения от холодного со-
стояния до установившегося теплового режима и при измене-
нии напряжения питания возбудителя в пределах (0,85—
1,1)С7ВН.

Возбудитель обеспечивает защиту:

от внутренних коротких замыканий в преобразователе;

от внешних коротких замыканий со стороны постоянного то-
ка;

синхронного двигателя от потери возбуждения и затянувше-
гося пуска со временем срабатывания, регулируемым в преде-
лах 5-20 с.

При работе в режиме автоматического управления возбуди-
тель обеспечивает автоматическое регулирование тока возбуж-
дения по напряжению статора и коэффициенту мощности узла
нагрузки, а также по параметру, косвенно соответствующему
углу нагрузки 0 двигателя.

В возбудителе предусмотрен автоматический переход в ре-
жим аварийного управления при неисправностях в системе уп-
равления, в результате которых возникает недопустимое сни-
жение тока возбуждения или исчезновение тока в любой фазе.

В режиме опробования проверяется работоспособность сис-
тем управления, защит, силового преобразователя, автоматиче-
ского регулятора возбуждения при отключенной статорной це-
пи двигателя.

Принцип работы возбудителя в режиме ручного и автомати-
ческого управления можно уяснить из функциональной схемы
(рис. 11.5).

Основным элементом возбудителя является основной тирис-
торный преобразователь ОП, который получает питание от се-
ти переменного тока через автоматический выключатель 51 и
согласующий силовой трансформатор Т1. В состав тиристор-
ного преобразователя входит система импульсно-фазового уп-
равления ИК.
Параллельно обмотке возбуждения синхронного двигателя
М5 через тиристорный ключ VIР, У2Р подключено пусковое
сопротивление К1. Последовательно с обмоткой возбуждения
включено токовое герконовое реле К. Последовательно с пуско-
вым сопротивлением включен трансформатор тока Т2. Управ-
ление тиристорным преобразователем осуществляется импуль-
сами, поступающими из импульсно-фазовых каналов ИК.

В режиме ручного управления на вход блока сумматора ус-
тавок и ограничений СУО поступают сигналы от схем: пуска
П, форсирования тока возбуждения Ф, инвертирования напря-
жения возбуждения И, ограничения тока ротора ОТР, защиты
от короткого замыкания ЗКЗ, датчиков тока ротора ДТР и схе-
мы стабилизации тока ротора СТР. В режиме автоматического
управления схема стабилизации тока отключается переключа-
телем режимов работы 52 и на вход сумматора уставок посту-
пает сигнал от блока автоматического регулирования возбужде-
ния АРВ.

Схема ограничения тока ротора ОТР предназначена для ог-
раничения тока ротора при перегрузке, причем время ограни-
чения обратно пропорционально величине перегрузки. Вход-
ным сигналом схемы служит сигнал от датчика тока ротора
ДТР, составной частью которого являются трансформаторы то-
ка ТЗ-Т5.

Ключ управления КУ служит для включения цепи статора
масляным выключателем О при прямом пуске двигателя от се-
ти. Он может быть также использован в качестве ключа разре-
шения при управлении синхронным двигателем со стороны.

При самозапуске двигателя к тиристорному возбудителю
предъявляется требование погасить поле статора двигателя до
допустимого значения за время перерыва электропитания, ко-
торое определяется в большинстве случаев временем срабаты-
вания систем АПВ и АВР, составляющим 0,5-2,5 с. Сигнал на
форсированное гашение поля подается в возбудитель в этом
случае не от масляного выключателя О двигателя, а от аппара-
туры, определяющей перерыв питания в сети, например реле
направления мощности и др. На рис. 11.5 замыкающий контакт
такой аппаратуры обозначен ФР.

Наиболее эффективным методом форсированного гашения
поля статора является сочетание режимов инвертирования и
противовключения тока ротора. Для обеспечения этого режима
в схему возбуждения вводится дополнительный преобразова-
тель ДП, выполненный по нулевой или мостовой схеме. Пита-
ние дополнительного преобразователя осуществляется от со-
гласующего трансформатора Т1 чрез выключатель 53.
При отключении масляного выключателя () происходит так-
же форсированное гашение поля двигателя вследствие перево-
да основного преобразователя в инверторный режим.

Схема защиты от затянувшегося пуска ЗЗП представляет
собой реле времени, которое срабатывает при протекании тока
через пусковое сопротивление. Сигнал на включение схемы за-
щиты поступает от трансформатора Т2. Ток через пусковое со-
противление протекает при пуске под воздействием ЭДС, ин-
дуктируемой в обмотке ротора.

Схема выполняет также функции защиты от асинхронного
хода и исчезновения тока возбуждения. В последнем случае
сигнал в схему поступает от реле тока возбуждения К. При
этом срабатывание схемы приводит к отключению масляного
выключателя (Д

Схема защиты от короткого замыкания ЗКЗ действует
в функции тока ротора. Сигнал в схему поступает от датчика
тока ротора ДТР. Схема срабатывает при превышении задан-
ной уставки тока преобразователя, т.е. при любых случаях ко-
ротких замыканий в силовых цепях возбудителя. Срабатыва-
ние схемы приводит к прекращению подачи управляющих им-
пульсов в преобразователь и отключению масляного выключа-
теля (Д

Схема пуска П предназначена для блокирования импульсов
управления преобразователем на период пуска двигателя. Она
работает в функции частоты скольжения, т.е. частоты тока в
пусковом сопротивлении. Схема состоит из трансформатора
тока Т2 и схемы измерения длительности одного из полупери-
одов тока в его вторичной цепи. Как известно, по мере разгона
двигателя частота тока ротора уменьшается, а длительность по-
лупериода увеличивается. Преобразователь включается при
снижении частоты тока до заданного значения, соответствую-
щего скольжению при входе двигателя в синхронизм.

Схема форсирования возбуждения Ф срабатывает при паде-
нии напряжения в статорной цепи двигателя. Схема получает
сигнал на срабатывание от трансформатора напряжения Тб.

Автоматический регулятор возбуждения АРВ служит для ав-
томатического регулирования тока возбуждения. Сигналы в
АРВ поступают от датчика тока ротора ДТР, трансформатора
напряжения Тб, трансформатора тока статора Т7 (или транс-
форматора тока узла нагрузки) и задающего потенциометра
К1.

Регулирование в ручном режиме осуществляется при помо-
щи потенциометра К2, напряжение управления с которого по-
дается в схему стабилизации тока ротора СТР.
Сумматор уставок и ограничений СУ О служит для суммиро-
вания сигналов, поступающих от различных функциональных
блоков, и является устройством связи между этими блоками и
импульсно-фазовыми каналами основного тиристорного преоб-
разователя ОП.

Различные блоки системы управления получают питание от
стабилизированного источника питания БП (цепи питания
различных блоков на рис. 11.5 не показаны).

Схема защиты от затянувшегося пуска питается от транс-
форматора напряжения Тб (на рис. 11.5 цепь питания показа-
на пунктиром).

В режиме аварийного управления функционируют схемы
пуска, защиты от затянувшегося пуска и от исчезновения тока
возбуждения.

Переход в этот режим осуществляется либо вручную, либо
автоматически при помощи схемы индикации неисправностей.
В этом режиме ряд блоков не участвует в работе схемы управ-
ления синхронным двигателем.

В случае применения мощных асинхронных двигателей их
снабжают токовой отсечкой без выдержки времени, срабатыва-
ющей при коротких замыканиях, а также максимальной токо-
вой защитой от перегрузок, токовой защитой от однофазных
замыканий на землю при силе тока замыкания на землю,
превышающей 10 А, защитой минимального напряжения
от снижения напряжения до уровня ниже 0,6 от номинального
и дифференциальной токовой защитой от внутренних повреж-
дений.

Кроме электрических защит приводного электродвигателя
главного насоса (назначение которых указывалось выше), вы-
зывающих отключение двигателя и остановку насосного агрега-
та, предусматривается аварийная остановка при появлении не-
исправностей и нарушениях нормального режима работы тех-
нологического оборудования:

при повышении температуры подшипников насоса и элект-
родвигателя и уплотнений насоса (от сигнализаторов темпера-
туры);

при уменьшении давления в системах подачи смазки и уп-
лотнительной жидкости (от электроконтактных манометров,
установленных на входе в агрегат и отключающих его с вы-
держкой времени, предотвращающей ложные отключения при
автоматическом включении резервных насосов в системе смаз-
ки или подачи уплотнительной жидкости);

при нарушении герметичности уплотнения вала насоса (от
сигнализатора расхода, устанавливаемого на трубопроводе от-
338
вода утечек и срабатывающего при резком увеличении расхо-
да);

при резком ухудшении или прекращении действия воздуш-
ного охлаждения электродвигателя (от сигнализаторов давле-
ния, установленных в воздуховоде, и сигнализатора температу-
ры, установленного на выходе воздуха из двигателя);

при снижении давления всасывания на насосе до минималь-
но допустимого значения, при котором возникает кавитация (от
электроконтактного манометра);

при появлении недопустимых по амплитуде и частоте виб-
раций агрегата (от датчика и сигнализаторов, отключающих
агрегат с выдержкой времени, исключающей ложные выключе-
ния при раскачивании агрегата).

Электродвигатели подпорных насосов, обладающие значи-
тельно меньшей мощностью, чем двигатели основных насосов,
могут иметь несколько упрощенные электрические защиты, в
частности здесь может отсутствовать защита от понижения ча-
стоты, дифференциальная защита от внутренних повреждений
и др. Если у подпорных насосов отсутствуют установки цент-
рализованной циркуляционной смазки, подачи уплотнительной
жидкости, воздушного охлаждения двигателей (что часто
встречается), то исключаются и соответствующие элементы
технологических защит. Отсутствуют защиты, действующие по
параметрам давления перекачиваемой жидкости.

На современных нефтеперекачивающих насосных станциях
для управления основными (магистральными) насосными агре-
гатами предусмотрены: пуск и остановка в автоматическом ре-
жиме по заданной программе при закрытой напорной задвижке
по получении команды с местного диспетчерского пункта МДП
(операторной) или районного диспетчерского пункта (РДП);
раздельное дистанционное управление отдельными элементами
агрегата с МДП; местное управление отдельными элементами
агрегата вручную непосредственно на месте их установки. При
программном управлении может быть предусмотрено автомати-
ческое включение резервного агрегата, заменяющего отключен-
ный защитой агрегат или невключающийся основной агрегат.

При подключении магистрали насосной станции, если она
автоматизирована, автоматически устанавливается постоянная
циркуляция масла и уплотнительной жидкости через все агре-
гаты. Вентили трубопроводов утечки и вспомогательных трубо-
проводов открыты. При этих условиях по получении командно-
го импульса на включение пуск насоса осуществляется в следу-
ющей последовательности:

включается двигатель вентилятора обдува основного элект-
родвигателя, происходит продувка последнего чистым воздухом
и создается избыточное давление в корпусе основного двигате-
ля;

после установления необходимого давления в корпусе основ-
ного электродвигателя сигнализаторы давления, смонтирован-
ные здесь при наличии нормального давления в системах смаз-
ки и уплотнительной жидкости, воздействуют на цепи управ-
ления электрифицированной задвижкой 4 на всасывании агре-
гата (см. рис. 11.3), открывая ее;

после открытия задвижки 4 ее конечный выключатель замы-
кает цепь включения главного электродвигателя насоса, содер-
жащую контакт манометра, позволяющий осуществить пуск
при наличии давления на всасывании;

одновременно с пуском главного электродвигатели подается
команда на открытие напорной задвижки 3 (см. рис. 11.3), ко-
торая, открываясь, своим конечным выключателем вводит в
действие исполнительную сигнализацию.

На неавтоматизированных или частично автоматизирован-
ных насосных операции по пуску и нормальной остановке мо-
гут осуществляться из МДП последовательным воздействием
на ключи управления элементами насосного агрегата. При
этом в процессе запуска обеспечивается контроль технологиче-
ских параметров, значения которых должны быть разрешаю-
щими для выполнения соответствующих операций.

11.3. РЕГУЛИРУЕМЫЙ ЭЛЕКТРОПРИВОД
МАГИСТРАЛЬНЫХ НАСОСОВ НПС

В процессе перекачки нефти и нефтепродуктов ус-
ловия работы трубопроводов изменяются, вследствие чего меня-
ются давления на приеме и нагнетании перекачивающих на-
сосных станций. Если промежуточные насосные станции име-
ют промежуточные емкости, то расход и давление на каждом
участке трубопровода определяются только работой насосной
станции, расположенной в начале участка. Если трубопровод
работает в режиме «из насоса в насос», то при остановке ка-
кой-либо промежуточной насосной станции возрастает давле-
ние на всасывании и нагнетании на предыдущих станциях и
снижается на последующих. Соответственно при вводе в рабо-
ту такой станции повышается давление нагнетания на этой
станции и последующих и понижается давление на всасыва-
нии этой станции и всех предыдущих.
При установленном постоянном режиме работы насосных
станций в ходе последовательной перекачки нефтей или неф-
тепродуктов, имеющих различные плотности или вязкости, ме-
няются расход и давление по всему трубопроводу. Изменения
происходят по мере засорения трубопровода, а также при об-
разовании в нем воздушных мешков. Например, при последова-
тельной перекачке нефтепродуктов с сильно отличающимися
плотностью и вязкостью изменения давления на границе раз-
дела жидкостей, когда она находится в середине трубопровода,
достигают 1,5 МПа, а при перекачке нефтей эти изменения до-
ходят до 0,5-0,8 МПа. Поэтому необходимо регулирование,
обеспечивающее изменение давления на приеме и нагнетании,
а также подачи насосной станции в соответствии с режимом
работы трубопроводов. Методы регулирования определяются в
каждом конкретном случае в зависимости от назначения трубо-
провода и режима его работы. Иногда целесообразно вести сту-
пенчатое регулирование изменением числа работающих насос-
ных агрегатов. Если насосы имеют разное число рабочих ко-
лес, то регулирование системы осуществляется главным обра-
зом путем планового изменения заданной подачи при перекач-
ке или изменении режима в связи с аварийным отключением
насосных и отдельных агрегатов.

Во многих случаях требуется плавное регулирование давле-
ния и подачи насосов. На рассматриваемых насосных с цент-
робежными насосами это достигается дросселированием пото-
ка, а также может быть обеспечено применением регулируемо-
го привода насосов.

В настоящее время на трубопроводном транспорте распрост-
ранено регулирование дросселированием потока жидкости в
нагнетательном трубопроводе.

При регулировании путем изменения частоты вращения ра-
бочих колес насосов привод должен быть рассчитан на ее сни-
жение относительно номинальной ориентировочно на 30-40 %.
Диапазон регулирования должен быть определен в зависимос-
ти от конкретных условий эксплуатации трубопровода. При
применении асинхронных двигателей регулирование частоты
вращения вала двигателей мощностью несколько тысяч кило-
ватт целесообразно осуществлять либо изменением скольжения
с возвратом энергии скольжения в питающую сеть, либо час-
тотными методами. В первом случае целесообразно применять
каскадные схемы, во втором - питание статора от преобразова-
теля частоты либо от сети при частоте 50 Гц и введении в
цепь ротора источника энергии переменной частоты (машина
двойного питания).
Современное состояние частотно-регулируемых электропри-
водов, в частности, выполнение их силовой основы - полупро-
водниковых преобразователей частоты, а также средств управ-
ления и регулирования позволяет заменить нерегулируемые
электроприводы турбомашин большой мощности на регулируе-
мые.

Этому способствуют разработанные за последние годы сило-
вые полупроводниковые приборы в модульном исполнении, на-
пример 1СВТ (1п8и1а1ес1 С1а1е В1ро1аг Тгап8181ог), лишенные
недостатков обычных транзисторов (сравнительно небольшое
обратное напряжение - до 1000 В у лучших современных об-
разцов, небольшой ток - до 400 А и сравнительно большая
мощность управления). В настоящее время ЮВТ-модули обес-
печивают коммутацию токов до 1200 А, частоту переключения
до 25 кГц.

Выпускаются тиристоры, рассчитанные на ток до 3 кА и об-
ратное напряжение до 5 кВ и управляемые сигналами весьма
малой мощности (3 В, 1-2 А). Разработаны также полностью
управляемые тиристоры, или СТО-тиристоры (Са1е Тигп
0(1). Значения коммутируемых напряжений и токов для СТО
в настоящее время достигают 6 кВ и 6 кА.

За последние годы СТО были модернизированы и появился
новый класс полупроводниковых приборов ЮСТ (1п1е§га1ес1
С1а1е Сотти1а1ес1 Тйуг181ог) на напряжение 4,5-5,5 кВ и токи
до 3 кА, характеризующихся более низким уровнем потерь
энергии, большей надежностью и меньшей массой по сравне-
нию с СТО.

Появление ЮВТ с указанными выше параметрами привело
за последние годы к вытеснению тиристоров (СТО) в устрой-
ствах мощностью до 1 МВт и напряжением до 3,5 кВ.

Низкий уровень потерь энергии, малая мощность управле-
ния современных силовых полупроводниковых приборов позво-
ляют реализовать силовые интегральные схемы, в которых на
одном кристалле технологическими приемами изготавливаются
силовые ключевые элементы, система их запуска и защиты,
устройства управления и диагностики. Такие устройства полу-
чили название интеллектуальных (8таг1 1п1еШ§еп1) схем.

Появление силовых полностью управляемых полупроводни-
ковых приборов повлекло за собой столь радикальные измене-
ния в силовой электронике, что можно говорить о второй рево-
люции, переживаемой этим научно-техническим направлением.

С появлением силовых транзисторных модулей и запирае-
мых тиристоров наиболее предпочтительными стали преобра-
зователи частоты (ПЧ) по схеме выпрямитель - инвертор. Эта
342
схема лишена недостатков, присущих ПЧ с непосредственной
связью, более проста и экономична, чем аналогичные схемы
ПЧ с искусственной коммутацией, и благодаря этому нашла
широкое применение в частотно-регулируемом электроприводе.

Управление скоростью двигателя с помощью ПЧ осуществ-
ляется воздействием по двум каналам путем изменения частоты
и напряжения. Последнее в ПЧ с промежуточным звеном по-
стоянного тока возможно двумя способами:

изменением значения напряжения в звене постоянного тока,
например, с помощью тиристорного выпрямителя, если устано-
вить его вместо диодного моста;

широтно-импульсной модуляцией (ШИМ) выпрямленного
напряжения с помощью ключей инвертора.

Первый способ, получивший название амплитудно-импуль-
сной модуляции (АИМ), обеспечивает наиболее благоприятные
условия для работы ключей инвертора. Частота их переключе-
ния в АИМ не бывает больше выходной частоты ПЧ. Выключа-
емый ток при максимальной нагрузке ПЧ даже несколько мень-
ше его амплитудного значения, а напряжение выключения сни-
жается с уменьшением этой частоты. Эти достоинства и обес-
печивают широкое применение АИМ в схемах мощных ПЧ с
искусственной коммутацией.

Второй способ управления является основным в транзистор-
ных ПЧ, так как условия работы ключа инвертора при таком
управлении тяжелее, чем в ПЧ с АИМ. Частота коммутации
значительно больше выходной частоты, ток выключения в каж-
дый период достигает амплитуды фазного тока нагрузки, а на-
пряжение выключения всегда максимально и равно выпрямлен-
ному напряжению в звене постоянного тока.

Другой недостаток ШИМ - увеличение потерь энергии,
причем они не уменьшаются с увеличением частоты, если ток
нагрузки остается неизменным. По этим причинам режим
ШИМ всегда реализуется за счет больших запасов по предель-
ным параметрам полупроводникового ключа, чем режим АИМ.

Управление с помощью ШИМ выпрямленного напряжения
звена постоянного тока имеет ряд преимуществ.

1.	Масса и габариты элементов силового фильтра мини-
мальны. По сравнению с АИМ уменьшение массы дросселя
возможно почти на порядок, а емкости конденсаторов - в два
раза.

2.	Коэффициент мощности ПЧ с ШИМ всегда максималь-
ный и близок к единице во всем диапазоне изменения частоты.
В ПЧ с АИМ, если для регулирования напряжения на выходе
звена постоянного тока используются тиристорный выпрями-
тель, коэффициент мощности снижается с уменьшением часто-
ты инвертора.

3.	Возможно формирование практически любых механичес-
ких характеристик электропривода, вплоть до характеристик,
аналогичных глубокорегулируемому реверсивному электропри-
воду постоянного тока с обратной связью по скорости.

Современные средства микропроцессорной техники позволя-
ют формировать сложные законы управления асинхронным
двигателем (АД), близкие по качеству регулирования момента,
скорости и других величин к электроприводам с двигателями
постоянного тока. Это становится возможным, если раздельно
воздействовать на две составляющие статорного тока АД: на-
магничивающую, определяющую значение магнитного потока
двигателя, и ортогональную ей составляющую тока, определя-
ющую момент АД. Такое векторное представление составляю-
щих тока для каждой фазы АД получило название векторного
управления. Основным узлом векторного управления является
преобразователь сигнала задания магнитного потока и момента
в сигналы задания токов для фаз АД. В системах микропро-
цессорного управления АД эта задача решается программными
средствами.

Микропроцессорное управление в ПЧ полезно не только
для реализации алгоритмов управления электроприводом, но и
для обеспечения многих сервисных для эксплуатации функ-
ций: диагностики неисправностей; организации канала связи с
автоматизированной системой управления верхнего уровня;
обеспечения режима автоматического повторного включения
электродвигателя после кратковременного исчезновения напря-
жения в сети; дистанционного включения в пульт оператора и
др.

Достижения в области силовой полупроводниковой техники
обеспечивают широкую возможность увеличения единичной
мощности и перегрузочной способности электроприводов пере-
менного тока, что невозможно по условиям коммутации в элект-
роприводах постоянного тока. Это дает возможность разраба-
тывать регулируемые электроприводы большой мощности для
перекачивающих агрегатов магистральных трубопроводов.

Академиком М.П. Костенко сформулирован закон, устанав-
ливающий соотношение между частотой и напряжением пита-
ния асинхронного двигателя:

(11.1)
С» Л, 11 и»
где II С71н - соответственно регулируемое и номинальное зна-
чения напряжения на зажимах статора; /, /1н - регулируемое
и номинальное значения частоты; М, М„ - нагрузочный и но-
минальный моменты электродвигателя.

При выполнении этого соотношения двигатель будет сохра-
нять номинальную перегрузочную способность, если диапазон
регулирования скорости вниз от номинальной не превышает
2:1.

Учитывая, что момент турбомашины пропорционален квад-
рату скорости вращения вала, при условии сохранения посто-
янства перегрузочной способности двигателя можно установить
соотношение между частотой и напряжением:

2

-^_= А .	(11.2)

Для синхронных двигателей привода турбомашин целесооб-
разно следующее пропорциональное соотношение между часто-
той и напряжением:

-Яс = -6_, ИЛИ — = ^2- = СОП81.	(11.3)

^1н	/1н	/1	/1н

Так как синхронные двигатели находят преимущественное
распространение для привода главных насосов НПС (во вновь
сооружаемых станциях применяются и будут применяться в ос-
новном синхронные двигатели), наибольшее практическое зна-
чение приобретает регулирование частоты вращения таких ма-
шин. Исследованиями установлена целесообразность регулиро-
вания частоты вращения синхронных двигателей путем изме-
нения частоты питающего напряжения с помощью статического
полупроводникового преобразователя частоты с промежуточным
звеном постоянного тока (рис. 11.6, а). В зависимом инверторе
переключение вентилей обеспечивается ЭДС приводного син-
хронного двигателя, вследствие чего отпадает необходимость в
установке громоздких конденсаторов, которые необходимы при
применении автономного инвертора. По блок-схеме (см. рис.
11.6, а) был изготовлен и прошел промышленные испытания
преобразователь частоты СПЧР-4500/6, предназначенный для
питания синхронного двигателя мощностью 4500 кВт, 6000 В
(рис. 11.6, б). Этот преобразователь позволяет изменять часто-
ту на выходе в пределах 5-55 Гц, что соответствует диапазону
изменения частоты вращения вала двигателя от 300 до
3300 об/мин при номинальной частоте вращения 3000 об/мин.
Номинальные напряжения на входе и выходе преобразователя
а

/=50 Гц
От питаю-

щей сети
переменно-

/2=уаг

К статору
синхронного
двигателя

го тока

Рис. 11.6. Тиристорный преобразователь частоты:

а - блок-схема преобразователя; б - принципиальная схема СПЧР-4500/6;

1 - шкаф выпрямителя; 2 - шкаф инвертора; 3 ~ устройство охлаждения
вентилей; 4 - дроссель; 5 - шкаф управления

6 кВ. С изменением частоты /2 выходного напряжения II2 меня-
ется и его значение, так что 112со$ср//2 = сопз!. Изменения
значений 112 и /2 осуществляются изменением входного посто-
янного напряжения инвертора - выходного напряжения управ-
ляемого выпрямителя. Преобразователь смонтирован в трех шка-
фах: выпрямителя, инвертора (размерами 2200x1870x3000 мм)
и системы управления (размером 820x720x2200 мм).

Принципиальная схема одного из вариантов регулируемого
электропривода магистрального насоса НМ-10000-210 с серий-
ным электродвигателем СТД-6300-2 приведена на рис. 11.7. На
входе и выходе преобразователя применены трансформаторы
Тр1-ТрЗ. Трансформатор Тр1 служит для согласования напря-
жения сети с номинальным входным напряжением преобразо-
вателя, Тр2 и ТрЗ - напряжения выхода преобразователя с номи-
нальным напряжением двигателя. Силовая схема преобразовате-
ля помимо двух основных выпрямительно-инверторных модулей
СВ1, СВ2 и СВЗ, СВ4, рассчитанных на мощность 3500 кВт
каждый, содержит еще и пусковой инвертор СВ5. Его необ-
ходимость обусловлена следующим. Выходные зажимы основ-
~6 кВ, 50 Гц

СТ0-6300-2

Рис. 11.7. Принципиальная схема регулируемого электропривода магистрального
насоса НМ-10000—210 с серийным двигателем СТД-6300—2

ных инверторов (СВ2 и СВ4) присоединены к зажимам двига-
теля через согласующие трансформаторы Тр2 и ТрЗ, которые
при работе в зоне низких частот могут насыщаться. Чтобы ис-
ключить это явление, применен пусковой инвертор СВ5, кото-
рый на начальном участке пуска подключается к двигателю вы-
ключателем В1. Затем выключателем В2 питание двигателя пе-
реводится на основные инверторы, а пусковой инвертор СВ5
отключается выключателем В1 и блокируется.

Поскольку серийные синхронные двигатели, питаемые от
преобразователя частоты, имеют меньший КПД, чем при пита-
нии от сети, то вследствие потерь энергии в преобразователе
частоты КПД регулируемого привода насоса меньше, чем у не-
регулируемого привода. Расчеты показывают, что регулируе-
мый электропривод энергетически выгоднее дросселирования
напора при значении дросселирования, составляющем 2-3 %
общего дифференциального напора НПС. При меньшем значе-
нии дросселирования напора для экономичности применения
регулируемого электропривода необходимо повысить КПД пре-
образователя до 0,98 и снизить потери в двигателе при его пи-
тании от тиристорного преобразователя частоты (ТПЧ). Раз-
работаны комплектные тиристорные электроприводы перемен-
ного тока серии ПЧВН на базе вентильного двигателя мощнос-
тью 0,8-25 МВт.

В состав электроприводов входят: силовые преобразователь-
ные секции (шкафы); шкаф управления; входные и выходные
силовые трансформаторы для согласования уровней напряже-
ния тиристорного преобразователя частоты, питающей сети и
приводного двигателя; сглаживающие реакторы серии ФРОС;
тиристорный возбудитель; синхронный двигатель с пристроен-
ным узлом тахогенератора-датчика углового положения ротора.

Силовая схема ТПЧ выполнена с явно выраженным звеном
постоянного тока и состоит в общем случае из управляемого
выпрямителя и инвертора. Коммутация тиристоров инвертора
в зоне частот свыше 3 (5) Гц естественная за счет ЭДС двига-
теля. При пуске в зоне низких частот до 3 (5) Гц происходит
искусственная коммутация тиристоров инвертора за счет ЭДС
питающей сети путем гашения тока переводом выпрямителя в
глубокий инверторный режим. Система управления инверто-
ром в зоне низких частот синхронизируется по угловому поло-
жению ротора с помощью датчиков положения ротора индук-
ционного типа, а в ряде случаев - от специального задающего
генератора; в зоне высоких частот - по коммутирующей сверх-
переходной ЭДС, выделяемой из напряжения на зажимах дви-
гателя. Номинальное значение входного напряжения электро-
привода - 6 или 10 кВ (при номинальной частоте); в процессе
регулирования отношение входного напряжения к выходной ча-
стоте является постоянной величиной.

Электроприводы обеспечивают глубокое регулирование час-
тоты вращения серийных синхронных двигателей напряжени-
ем 6 или 10 кВ, при этом в силовой схеме ТПЧ имеется выход-
ной согласующий трансформатор. В отдельных исполнениях
электроприводов возможно применение специального двигате-
ля с номинальным напряжением 0,7 кВ; в этом случае двига-
тель специального исполнения поставляется комплектно с
ТПЧ, а выходной трансформатор отсутствует. Номинальное
значение выходной частоты - 50 Гц. Диапазон регулирования
частоты - 3-50 Гц для исполнения электроприводов без выход-
ного трансформатора и 5-50 Гц для исполнения с выходным
трансформатором.

Силовая схема преобразователя частоты электроприводов
мощностью 0,8-5 МВт со стороны питающей сети выполняется
по трехфазной мостовой схеме, а силовая часть электроприво-
дов мощностью 6,3-25 МВт - по эквивалентной 12-фазной схе-
ме выпрямления. Со стороны синхронного двигателя силовая
преобразовательная часть для всех мощностей выполняется по
трехфазной мостовой схеме.

Электроприводы обеспечивают следующие режимы работы:
частотный пуск приводного синхронного двигателя; регулиро-
вание частоты вращения в указанном диапазоне; длительную
работу двигателя с установившейся частотой вращения в пре-
делах указанного диапазона регулирования; торможение при-
водного двигателя с рекуперацией энергии в питающую сеть;

Рис. 11.8. Схема частотно-регулируемого электропривода:

Тр1, Тр2 - согласующие трансформаторы; В1-ВЗ ~ высоковольтные
выключатели; В - силовой управляемый выпрямитель; И - инвертор; СР1,
СР2 - сглаживающие реакторы; СД - синхронный двигатель; ДПР - датчик
положения ротора; Т - тахогенератор; СУИ1, СУИ2 - системы усиления
импульсов; СИФУ1, СИФУ2 - системы импульсно-фазового управления;
СФИИ - система формирования импульсов инвертора; УВКЭ - узел
выделения коммутирующей ЭДС; СУ ИН - система управления инвертором;
ЗГ - задающий генератор; ССС - система синхронизации двигателя с сетью;
СПЗ - система управления пуском и защиты; УВВ - управляемый
выпрямитель возбуждения; ДТС, ДТВ - датчики токов соответственно
главных цепей и возбуждения; У1-УЗ ~ операционные усилители; ФП -
функциональный построитель; ЭС1-ЭСЗ ~ элементы сравнения; ОВСД -
обмотка возбуждения синхронного двигателя
повторное включение электропривода при вращении синхрон-
ного двигателя на выбеге в рабочем диапазоне частот враще-
ния; изменение направления вращения приводного двигателя
(реверсирование); при наличии выходного трансформатора
точную автоматическую синхронизацию приводного двигателя
с питающей сетью 6 (10) кВ, 50 Гц; полуторакратную пере-
грузку по току в течение 30 с и двухкратную перегрузку в те-
чение 10 с. Коэффициент полезного действия электроприводов
в номинальном режиме (без учета потерь в двигателе и возбу-
дителе) не ниже 0,95. Коэффициент мощности (при номиналь-
ном напряжении сети и номинальном напряжении на зажимах
двигателя) не ниже 0,9.

Охлаждение преобразовательных секций - воздушное при-
нудительное с помощью встроенных вентиляторов или внеш-
ней вентиляционной системы.

Конструктивно электроприводы имеют шкафное исполнение
с двусторонним обслуживанием. Системы управления и регули-
рования выполнены на интегральных микросхемах и размеща-
ются в легкосъемных унифицированных блоках (ячейках). Си-
ловая тиристорная часть имеет блочную конструкцию и допус-
кает подсоединение цепей силовой коммутации постоянного и
переменного тока как сверху, так и снизу. Блок-схема ПЧВН
приведена на рис. 11.8.

Оценочное значение экономии электроэнергии при установ-
ке регулируемого электропривода насосов (взамен нерегулиру-
емого) составляет 25 %, что приводит к окупаемости капитало-
вложений за 0,5-2 года.

11.4.	ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ
НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ
НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ

Для привода вспомогательных установок НПС и
общестанционных устройств применяются короткозамкнутые
асинхронные двигатели на напряжение 380/220 В.

На головных и промежуточных насосных станциях устанав-
ливаются:

для привода центробежного насоса системы охлаждения ос-
новных электродвигателей - два асинхронных двигателя по
17 кВт;
для привода шестеренчатого насоса с подачей 18 м3/ч - два
взрывозащищенных двигателя по 5,5 кВт;

для шестеренчатого насоса маслосистемы с подачей
3,3 м3/ч - двигатель 1,7 кВт;

для погружного насоса производительностью 50 м3/ч откач-
ки утечек нефти из резервуара - два вертикальных взрывоза-
щищенных двигателя по 15 кВт;

для привода воздушных компрессоров производительностью
0,6 м3/мин - два двигателя мощностью по 4,5 кВт;

для привода восьми задвижек - восемь взрывозащищенных
двигателей мощностью по 7 кВт (на головных насосных);

в камере регуляторов - шесть взрывозащищенных двигате-
лей для привода задвижек по 7 кВт;

для привода задвижки на линии разгрузки нефти у насо-
сов - взрывозащищенный двигатель мощностью 1 кВт;

для вентиляторов вытяжной вентиляции вспомогательных
помещений и вентиляторов приточной вентиляции - двигатели
по 10 кВт;

для создания подпора давления воздуха в машинном зале
основных двигателей - два двигателя привода вентилятора по
2,2 кВт.

Один из двух двигателей обычно является резервным. Кро-
ме того, ряд электрифицированных установок на головных на-
сосных станциях предназначен для обслуживания резервуар-
ного парка. Имеется группа потребителей, не связанных непо-
средственно с обеспечением работы основных насосных агрега-
тов (механические мастерские, гаражи, бытовое водоснабже-
ние, жилой поселок и др.).

В систему пожаротушения входят пенный насос с двигате-
лем 55 кВт, подпорный вентилятор с двигателем 17 кВт, по-
гружной насос с двигателем 17 кВт, три маслонасоса с двигате-
лями по 5,5 кВт, две задвижки пенотушения на растворопрово-
де с двигателями по 0,4 кВт, вытяжной вентилятор с двигате-
лями 11 кВт и приточный вентилятор с двигателем 7,5 кВт.

Ответственные потребители, питаемые при напряжении
380 В, двигатели приточных, вытяжных и подпорных вентиля-
торов, компрессоров, масло- и водонасосов, погружных насосов
откачки утечек должны имеет самозапуск при восстановлении
напряжения после его кратковременного исчезновения.

Питание потребителей напряжением 380/220 В НПС осу-
ществляется от двухтрансформаторной комплектной трансфор-
маторной подстанции (КТП) 2x630 кВ-А, 6 (10)/0,4—0,23 кВ с
секционированием сборных шин и АВР с секционными выклю-
чателями как на стороне 6 (10) кВ, так и на стороне 0,4—
0,23 кВ. Для питания особо ответственных потребителей (осо-
бой группы) в период перерыва электроснабжения от энерго-
системы на время, большее 15-20 с, предусматривается дизель-
электрическая станция, запускаемая автоматически при исчез-
новении напряжения на шинах 6(10) кВ подстанции. Мощ-
ность этой станции - 630 кВт при созср = 0,8. Запускается ди-
зель-электростанция автоматически через 15-20 с после полно-
го исчезновения питания со стороны энергосистемы. К числу
потребителей особой группы относятся входная, выходная эле-
ктрозадвижки и задвижки для работы нефтепровода при от-
ключающейся станции, противопожарный пенный насос и его
задвижка, освещение насосной, противопожарная автоматика,
системы автоматики и телемеханики насосной станции.

Пожарные и пенные насосы кроме электрического привода
снабжаются и дизельным.

Для освещения взрывоопасных зон НПС применяют ком-
плектные осветительные устройства типа КОУ с щелевыми
световодами (табл. 11.5).

Осветительные устройства (рис. 11.9) состоят из канала
световода и камеры /, в которой находятся источники света
(металлогалоидные лампы) и блоки пускорегулирующей аппа-
ратуры. Щелевой световод 5 представляет собой цилиндричес-
кую полую трубу, внутренняя поверхность которой по всей
длине покрыта зеркально отражающим слоем, за исключением
продольной светопропускной полосы - оптической щели. Све-
товой поток зеркальных металлогалоидных ламп направляется
внутрь световода с его торца и после многократных отраже-

Таблица 11.5

Техническая характеристика КОУ

Исполнение	Размеры канала КОУ		Источник света			Число источ- ников света в  КОУ
	диа- метр, мм	дли- на, м	ТИП	мощ- ность	свето- вой  поток, клм	
КОУ1-М600-4Х700-УЗ	650	18	ДРИЗ 700-1	700	38	4
КОУ1-М275-1Х250-УЗ	275	6	ЛФМГ 250	250	14	1
КОУ1-М275-1Х400-УЗ	275	6	ЛФМГ 400	400	25	1
КОУ1-М275-1Х700-УЗ	275	6	ДРИЗ 700-1	700	38	1
КОУ1-М275-1Х400-УЗ	275	6	ЛФМГ 400	400	25	1
КОУ 1-М600-1Х700/ С-  УЗ	650	18	ДРИЗ 700-1	700	38	4
КОУ 1А-М600-4Х700-УЗ	650	18	ДРИЗ 700-1	700	38	4
КОУ 1А-М275-1Х250-УЗ	275	6	ЛФМГ 250	250	14	1
КОУ 1А-М275-1Х700-УЗ	275	6	ДРИЗ 700-1	700	38	1
Рис. 11.9. Общий вид КОУ1А-М275:

1 - камера; 2 - вводная кассета с источником света; 3 ~ стекло; 4 -
переходной элемент; 5 - щелевой световод; 6 - торцевой элемент; 7 -
фланец

ний выходит из оптической щели и освещает пространство по-
мещения. Комплектные осветительные устройства предназна-
чены для работы в сети переменного тока напряжением
380/220 В. Степень защиты камер 1Р54. Клеммные колодки
вводной кассеты КОУ рассчитаны на подключение кабеля
сечением жил 4 мм2. Для обеспечения надежного зажигания
ламп пускорегулирующее устройство с импульсным зажигаю-
щим устройством устанавливается на расстоянии не более 2 м
от вводной кассеты, которую при установке у наружных стен
зданий или сооружений монтируют вне границы взрывоопас-
ной зоны под навесом (козырьком) для защиты от атмосфер-
ных воздействий. По сравнению с традиционными способами
освещения взрывоопасных зон КОУ имеет следующие преиму-
щества:
возможность обеспечения нормальных условий освещения в
случаях, когда существующие взрывоопасные светильники не
могут обеспечить требуемой освещенности;

повышение взрыво- и пожаробезопасности осветительных
установок вследствие выноса всех токоприемников, коммутиру-
ющей аппаратуры, электрических сетей и перегревающихся
деталей из взрывоопасной зоны;

значительное уменьшение числа устанавливаемых «светото-
чек»;

уменьшение потребления электроэнергии на освещение бла-
годаря применению более экономичных ламп с высокой свето-
отдачей;

высокая степень заводской готовности, обеспечивающая ин-
дустриализацию электромонтажных работ;

простота обслуживания, так как источники света находятся
в одном месте;

значительное снижение эксплуатационных расходов.

Освещение машинного зала насосной станции осуществля-
ют семью или девятью КОУ со световодами длиной по 6 м.
Источниками света являются металлогалоидные лампы типа
Д РИЗ-700 с зеркальным отражающим слоем мощностью
700 Вт.

Для питания осветительной нагрузки и ограничения напря-
жения на ней используются тиристорные ограничители напря-
жения типа ТОН-3-220-63 и ТОН-3-222-110 на 73 и 100 А на
фазу. Если напряжение на нагрузке меньше или равно номи-
нальному, то тиристоры полностью отперты. Рост напряжения
сети вызывает увеличение угла регулирования тиристоров,
обеспечивающее стабилизацию действующего напряжения на
нагрузке. Для хорошей работы ТОН необходимо, чтобы хотя
бы одна лампа на фазу была лампой накаливания мощностью
от 40 Вт. ТОН ухудшает гармонический состав тока в питаю-
щих сетях, поэтому нулевой провод должен иметь такую же
пропускную способность, что и фазные. Линии, отходящие от
ТОН, имеют созф = 0,5, питающие линии - созср = 0,45.

11.5.	ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ

НЕФТЕБАЗ

Нефтебазы представляют собой комплекс сооруже-
ний и установок, предназначенных для приема, хранения и от-
пуска нефти и нефтепродуктов (бензина, керосина, смазочных
масел, мазута и др.). К нефтебазам относятся также склады
сырья и готовой продукции на нефтеперерабатывающих заво-
дах. На нефтебазах производится подогрев застывающих и
вязких нефтепродуктов, а также регенерация отработанных ма-
сел. На нефтебазах к основным потребителям электроэнергии
относятся электродвигатели насосов перекачки нефти, нефте-
продуктов, воды и канализационных стоков; электродвигатели
задвижек; электродвигатели ремонтно-механических мастер-
ских, складов, тарного завода, регенерационной установки;
электронагреватели (поверхностные и погружные), а также
сливно-наливные устройства с электроподогревом; электродви-
гатели вентиляторов. Электроэнергию используют также для
освещения резервуарных парков, сливно-наливных эстакад, от-
крытых складов хранения нефтепродуктов в таре, территории
базы, административных, хозяйственных и бытовых помеще-
ний.

Основными технологическими установками на нефтебазах
являются центробежные насосы.

Насосные станции нефтебаз работают по определенной гид-
ромеханической схеме, в которой заданы способ пуска насосов
(на открытую или закрытую задвижку, с предварительным
или постоянным заливом), очередность пуска рабочих насосов
и условия пуска.

В схеме управления предусматривается, что при аварийном
отключении насосов как от электрической защиты (при корот-
ком замыкании, перегрузке, потере напряжения в цепях управ-
ления), так и от технологической защиты (потери напора, за-
клинивание задвижки, перегрев подшипников) должен вклю-
чаться аварийный насос.

В качестве примера на рис. 11.10 приведена схема ручного
и автоматического управления асинхронным электрическим
приводом центробежного насоса, пуск которого осуществляется
при закрытой задвижке. Насос находится под постоянным за-
ливом. Схема управления построена таким образом, что пуск
насоса возможен только при закрытой напорной задвижке, а
остановка - только после того, как открытая напорная задвиж-
ка снова будет закрыта. При отключении двигателя насоса
вследствие действия защиты обеспечивается автоматическое за-
крытие задвижки.

В схеме предусмотрены два ключа управления: КИ - избра-
ния вида управления - ручного (р) или автоматического (а) и
КР - избрания режима работы - рабочего {раб) или резервно-
го {рез). Черные точки на пунктирных вертикальных лини-
ях положения ключа управления указывают, что расположен -
Рис. 11.10. Схема ручного и автоматического управления асинхронным элект-
роприводом центробежного насоса

ные над точкой и обозначенные кружками контакты в этих по-
ложениях замкнуты. Так, если точки находятся на линии а, то
это значит, что контакты замкнуты при автоматическом управ-
лении; на линии р - контакты замкнуты на ручном управле-
нии; на средней линии 0 - контакты замкнуты в нулевом поло-
жении. Перед пуском двигателя Д1 включают автоматический
выключатель АВ, подающий питание в схему управления. При
ручном управлении ключ КИ устанавливают в положение р
(ручное) и нажимают кнопку КнП (пуск). Обмотка пускателя
П получает питание через замкнутые контакты кнопки КнС
(стоп) и контакты I ключа КИ; магнитный пускатель включа-
ет двигатель в работу. Остановку насоса выполняют нажатием
кнопки КнС, которая прерывает цепь питания обмотки пуска-
теля П и отключает его. При автоматическом управлении ключ
КИ устанавливают в положение а (автоматическое). При этом
через замкнутые контакты кнопки КнС, контакты 2 ключа КИ,
контакты I нулевого положения ключа КР, замкнутые контак-
ты реле РЗЗ (реле закрытия задвижки), реле БПП (блока ре-
ле перегрева подшипников) и выпрямитель В подается напря-
жение в катушку реле контроля работы насоса РК (электро-
магнитное реле постоянного тока) - разомкнутые контакты ре-
ле РК замыкаются, а замкнутые размыкаются. После этого
ключ КР переводится в положение «рабочий» {раб) и через
замкнутые контакты кнопки КнС, контакты 2 ключа КИ, кон-
такты реле РК, контакты II ключа КР и контакты 3 ключа
К И - катушка пускателя И получает питание, его контакты в
главной цепи двигателя Д1 замыкаются, и двигатель включает
насос в работу. При работе насоса и установившемся в трубо-
проводе нормальном давлении замыкаются контакты электро-
контактного манометра ЭКМ из схемы КИП (контрольно-изме-
рительных приборов), реле давления РД1 и РД2 получают пи-
тание и обеспечивают работу реле РК в положении «рабочий»
{раб) ключа КР.

В схеме предусмотрена блокировка, разрешающая пуск на-
соса при закрытой напорной задвижке. Блокировка выполняет-
ся введением в цепь реле РК контакта реле РЗЗ, замыкающе-
гося при закрытом положении задвижки. Если задвижка не за-
крыта, то не замкнуты также и контакты реле РЗЗ, катушка
реле РК не получает питания, ее контакты в цепи питания
магнитного пускателя открыты и пускатель И не может вклю-
читься. В цепь реле РК последовательно с контактом реле дав-
ления РД2 введены контакты ЛО и ЛЗ из схемы управления
задвижкой, отражающие положение задвижки (открыто или
закрыто), и контакты реле РЗО, контролирующие полное от-
крытие задвижки. Такой схемой обеспечивается отключение
двигателя насоса в случае заклинивания задвижки или ее не-
полного открытия. При подаче команды на отключение насоса
(ключ КР переводится в положение 0) насос остается вклю-
ченным до полного закрытия задвижки. С закрытием ее цепь
питания обмотки магнитного пускателя размыкается контактами
реле РЗЗ, фиксирующего закрытие задвижки. Состояние схе-
мы и работы насоса контролируется при помощи реле РК
(электромагнитное реле времени постоянного тока). Это реле
остается включенным во всех режимах с момента подачи на-
пряжения в схему управления. В исходном положении реле
РК включено через секцию ключа КР, замкнутого в среднем
положении при работе через замкнутые контакты реле РД2 и
РЗО.

В случае нарушения работы схемы - потери давления при
отключении двигателя защитой - якорь реле контроля отпада-
ет с выдержкой времени, достаточной для срабатывания авто-
матического включения резерва или автоматического повторно-
го включения в системе электроснабжения. При отключении
реле контроля РК размыкается цепь питания обмотки магнит-
ного пускателя П, его контакты в главной цепи двигателя Д1
размыкаются, и рабочий насос останавливается. Поворотом
ключа КР в положение «резервный» (рез) через контакты III
и IV подается команда на включение резервного насоса. При
нажатии кнопки КнС реле РК отпадает без выдержки вре-
мени, так как через замыкающий контакт реле РК в обмотку
реле через выпрямитель В (источник постоянного тока) пода-
ется ток обратной полярности. В схеме предусмотрены: сигна-
лизация о включении рабочего насоса лампой ЛН и резервно-
го - лампой ЛРН; контроль наличия напряжения с помощью
реле РРК и РН; фиксация срыва напора, заклинивания за-
движки и перегрева подшипников насоса блоками сигнальных
реле БН, БЗЗ и БПП (последний через контакты датчиков пе-
регрева подшипников из схемы КИП). Защита электродвигате-
ля от токов короткого замыкания осуществляется расцепителем
максимального тока автоматического выключателя АВ, а от пе-
регрузки - тепловым реле РТ магнитного пускателя П.

Автоматическое и дистанционное управление открытием и
закрытием задвижек на трубопроводах нефтебаз осуществляет-
ся электрическим приводом (рис. 11.11), который состоит из
следующих элементов: взрывозащищенного электродвигателя
/, клеммной коробки 3 с патрубком 2 для ввода проводов цепей
управления, путевого выключателя 5, трубы 4 для ввода прово-
дов, идущих из клеммной коробки в путевой выключатель, чер-
вячного редуктора 6 с механизмом моментного отключения
(муфтой предельного момента), маховика 8 ручного управле-
ния, тяги 7 для переключения с автоматического управления
на ручное. Запорный орган задвижки, перекрывающий трубо-
провод, соединяется с редуктором 6 приводным валом 9.

Схема управления электроприводом задвижки приведена на
рис. 11.12. Управление может быть ручным (местным) и авто-
матическим. Ручное управление осуществляется установкой пе-
реключателя режимов ПР в положение р. Нажатием кнопок
КнО (открыть), КнЗ (закрыть), расположенных в пункте уп-
равления, подают напряжение на обмотки магнитных пускате-
358
Рис. 11.11. Взрывозащищенный электропривод задвижки

Рис. 11.12. Схема управления электроприводом задвижки

лей ПО и ПЗ, прямого и обратного вращения электро-
двигателя Д. Автоматическое управление осуществляется уста-
новкой переключателя ПР в положение а. При получении че-
рез контакты 1-2 и 3-4 импульса от аппаратов автоматики, на-
ходящихся в системе КИП технологической установки (насоса,
компрессора), включается соответствующий пускатель ПО или
ПЗ, и двигатель автоматически открывает или закрывает за-
движку. Двигатель Д автоматически отключается при достиже-
нии запорным органом своих крайних положений (открыто,
закрыто), при которых контакты ВКО и В КЗ конечных выклю-
чателей, размыкаются и разрывают цепь питания обмоток пус-
кателей ПО или ПЗ. В случае превышения допустимой нагруз-
ки на валу задвижки в процессе хода на открытие или закры-
тие (например, при заклинивании задвижки), цепь питания
обмоток пускателей разрывается контактами ВМО и ВМЗ муф-
ты предельного момента (механизма моментного отключения),
срабатывающей при определенном моменте настройки. Дости-
жение крайних положений задвижки (открыто, закрыто) сиг-
нализируется лампами ЛО и ЛЗ; о срабатывании муфты пре-
дельного момента сигнализирует лампа ЛМ. Для дистанцион-
ной передачи на пульт управления положения задвижки в схе-
ме предусмотрен датчик указателя положения (сельсин) ДУ в
комплекте с потенциометром П. Датчик ДУ имеет циферблат
со стрелкой для местного наблюдения за положением задвиж-
ки. Управление задвижкой может быть переключено с элект-
рического привода на ручное тягой 7 (см. рис. 11.11).

11.6.	ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ
НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ

Мощность, необходимая для питания потребителей
современных головных НПС магистральных трубопроводов, до-
стигает 40-60 МВт. Промежуточные станции имеют меньшую
установленную мощность потребителей электроэнергии. На
этих станциях отсутствуют подпорная насосная, ремонтно-экс-
плутационный блок и резервуарный парк, меньше электроза-
движек.

Питание потребителей НПС обычно обеспечивается специ-
альной понижающей подстанцией, сооружаемой вблизи насос-
ной станции и получающей электроэнергию от энергосистемы
при напряжении 110, 220 кВ или реже 35 кВ. Возможно пита-
ние насосных при напряжении 6 (10) кВ, если они располо-
жены в непосредственной близости от районных подстанций
энергосистемы.

Основные положения, касающиеся схем питания понижаю-
щих подстанций КС, относятся и к подстанциям насосных
станций магистральных трубопроводов с учетом того, что мощ-
360
ность последних меньше. Система внешнего электроснабжения
содержит линии электропередачи 35, 110 или 220 кВ, силовые
трансформаторы 35, 110, 220/6 (10) и открытое распредели-
тельное устройство 35-220 кВ. На территории площадки НПС
электроэнергия от главной понижающей подстанции (ГПП)
распределяется при напряжении 6(10) кВ. К внутриплощадоч-
ным закрытым распределительным устройствам 6 (10) кВ от
ГПП подводятся кабели или токопроводы по радиальной схеме.
Напряжение 6 кВ применено на ранее построенных НПС и до-
пускается применять их на реконструируемых. На вновь строя-
щихся НПС должно использоваться напряжение 10 кВ.

В случае размещения на общей площадке нескольких НПС
разных нефтепроводов для НПС каждого нефтепровода следу-
ет предусматривать отдельное распределительное устройство
6(10) кВ.

Головные НПС, относящиеся к потребителям 1-й категории,
питаются по двум воздушным линиям электропередачи 35-
220 кВ от двух независимых источников питания, причем про-
вода этих линий подвешиваются на отдельных опорах. Допус-
кается электроснабжение промежуточных НПС от одного ис-
точника с помощью двух воздушных линий электропередачи,
выполненных на отдельных опорах.

В тех случаях, когда электроснабжение НПС осуществляет-
ся от районных подстанций энергосистемы 110/35/10 или
110/10 кВ при напряжении 10 кВ, подвод энергии к распреде-
лительным устройствам 10 кВ НПС обеспечивается двумя ли-
ниями большого сечения. Каждая из этих линий в случае ис-
пользования кабелей выполняется на 4-6 кабелей площадью
сечения 3X150 или 3X240 мм2, что вызывает затруднения в
монтаже и нежелательно из-за наличия значительного числа
малонадежных кабельных муфт. В последнее время для таких
линий длиной до 2 км начали применять гибкие воздушные то-
копроводы из алюминиевых проводов с расщепленными фаза-
ми на 6, 8 или 10 проводов, закрепленных на металлических
или бетонных опорах. Имеются также специальные кабели -
токопроводы на 10 кВ площадью сечения 1500-2000 мм2, длиной
до 0,5 км.

Наиболее распространенным типом подстанции 220 (110)/6
(10) является тупиковая. Принципиальные схемы подстанций
для НПС могут быть различными (рис. 11.13, 11.14). Разра-
ботаны типовые проекты двухтрансформаторных подстан-
ций 35-110/6(10) кВ для НПС без выключателей на сторо-
не высшего напряжения с трансформаторами мощностью
4-63 МВ-А для размещения на всех нефтепроводах (кроме на-
ЛЭП-110 кВ

Рис. 11.13. Типовая принципиальная схема электрических соединений подстанции
110/6 (10) кВ

ходящихся в районах Сибири). На стороне высшего напряже-
ния может находиться или отсутствовать перемычка. В схеме
(см. рис. 11.13) питание подстанции осуществляется двумя воз-
душными линиями 110 кВ по блочной схеме линия - трансфор-
матор. Разъединители в цепи перемычки нормально отключе-
ны, и оба блока линия - трансформатор работают раздельно
на стороне 110 кВ. Каждый блок обеспечивает полностью мощ-
ность, необходимую для НПС. Каждый из главных трансфор-
маторов связан с питающей линией 110 кВ через отделитель.
На стороне 6(10) кВ принята одинарная система шин, секцио-
нированная масляным выключателем. Для питания потребите-
лей собственных нужд понижающей подстанции (обдув транс-
форматоров, приводы выключателей, отделителей и короткоза-
мыкателей, выпрямительные блоки питания оперативных це-
Рис. 11.14. Типовая схема электро-
снабжения НПС

Система	Станция

пей защиты и автоматики, освещение, вентиляция РУ 6(10) кВ
и др.) устанавливают два трансформатора 6 (10)/0,4—0,23 кВ.
Каждый трансформатор мощностью 630 кВ-А присоединяется
отпайкой от цепи 6 (10) кВ главного трансформатора. Защиты
трансформаторов выбирают так же, как для соответствующих
трансформаторов на подстанциях компрессорных станций. В
частности, трансформаторы мощностью 2500 кВ-А имеют диф-
ференциальную токовую защиту, максимальную токовую защи-
ту от коротких замыканий, токовую защиту от перегрузок с
действием на сигнал, газовую защиту, температурную сигнали-
зацию. Дифференциальная защита и отключающий контакт
(вторая ступень) газового реле при срабатывании действуют
на включение короткозамыкателя на стороне 110 кВ трансфор-
матора, что приводит к отключению трансформатора отделите-
лем на стороне 110 кВ и бестоковой паузе.

Секционные выключатели на стороне 6 (10) кВ снабжают
максимальной токовой защитой с выдержкой времени, превы-
шающей на одну ступень выдержку времени защиты на отходя-
щих линиях 6 (10) кВ. Предусматривается автоматическое
включение секционного выключателя при отключении одного
из главных трансформаторов и исчезновении напряжения на
питающей линии 110 кВ, автоматическое включение перемычки
на стороне 110 кВ при отключении одной из линий 110 кВ, а
также автоматическое включение резервного трансформатора
собственных нужд. Схемой предусматривается возможность пи-
тания потребителей по восьми линиям 6 (10) кВ от каждой из
четырех секций сборных шин 6 (10) кВ. Эти линии питают
двигатели главных и подпорных насосов, пожарных насосов,
ряд подстанций 6 (10)/0,4—0,23 кВ, расположенных на пло-
щадке НПС, потребителей вне этой площадки и др.; линии
оборудуются системой однократного АПВ. Этой системой также
оснащаются вводы 6(10) кВ от трансформаторов.

Обеспечивается стабилизация напряжения на стороне
6 (10) кВ за счет автоматического регулирования напряжения
под нагрузкой, предусмотренного для трансформаторов 110/
6(10) кВ. В качестве оперативного принимается переменный и
постоянный ток. На переменном токе действуют схемы управ-
ления силовых трансформаторов, секционного выключателя,
центральной сигнализации. Цепи защиты и управления отхо-
дящих линий 6(10) кВ питаются оперативным током, получае-
мым от специальных выпрямительных устройств или аккумуля-
торов. Для отключения отделителей 110 кВ, вводных и секци-
онного выключателей 6 (10) кВ в качестве источника энергии
иногда используют предварительно заряженные конденсаторы.

Исследованиями установлено, что критическое время полно-
го перерыва электроснабжения, при котором еще может быть
обеспечена динамическая устойчивость синхронных двигателей
привода насосных агрегатов, составляет 0,15-0,20 с. Рассмот-
рим причины, приводящие к нарушению динамической устой-
чивости двигателей при кратковременных снижениях напряже-
ния и перерывах электроснабжения.

Типовая схема электроснабжения НПС (см. рис. 11.14)
содержит, как правило, два условно независимых источника
питания (шины / и 10), каждый из которых питает «свою»
(соответственно 6 и 8) секцию шин 6 (10) кВ, с подключенны-
ми двигателями. Секции связаны между собой отключенным
секционным выключателем 7, на котором обычно осуществляет-
ся автоматический ввод резерва двустороннего действия. Ха-
рактерными возмущениями, создающими предпосылки наруше-
ния динамической устойчивости двигателей, являются короткие
замыкания. При коротких замыканиях в точках К-1 и К-5 про-
должительность снижения напряжения на секции 6 равна про-
должительности коротких замыканий, определяемой временем
срабатывания соответствующих релейных защит и выключате-
лей. Современное оборудование и аппаратура позволяют от-
ключать участок короткого замыкания за 0,15-0,20 с. В связи с
этим короткие замыкания в точках К-1 и К-5 не должны слу-
жить причиной нарушения динамической устойчивости двига-
телей, питающихся от секции 6.

В точках К-2, К-3 и К-4 короткое замыкание также может
быть отключено за 0,15-0,20 с, после чего секция 6 окажется
вообще отделенной от источника питания. Напряжение секции
6 восстанавливается при помощи АВР на выключателе 7 от
секции 8. При отсутствии ограничений для включения секции
6 в противофазе с напряжением сети необходимое на эту опе-
рацию время составляет 0,3-0,7 с, что определяется в основном
временем включения выключателя 7.

Таким образом, уже в самой схеме электроснабжения НПС
заложено неизбежное нарушение динамической устойчивости
синхронных двигателей, подключенных к резервируемой сек-
ции, при всяком действии АВР традиционного исполнения.

Для устранения этого недостатка можно использовать схему
с параллельной работой вводов или трансформаторов, которая
отличается от рассматриваемой лишь тем, что выключатель 7 в
ней нормально замкнут. В этом случае продолжительность
снижения напряжения на шинах, питающих двигатели, будет
определяться только временем отключения короткого замыка-
ния, что может обеспечить динамическую устойчивость двигате-
лей. Так, при коротком замыкании в точке К-3 достаточно от-
ключить выключатели 2 и 5. Напряжение на секции 6 будет
обеспечиваться вторым ее источником питания, в данном слу-
чае от секции 8.

Однако, несмотря на ряд преимуществ, рассмотренная схема
не может найти широкого применения, поскольку приводит к
увеличению тока короткого замыкания в сети НПС (в отдель-
ных случаях в 2 раза). Известно также, что стоимость выклю-
чателей растет пропорционально квадрату расчетного тока от-
ключения. Поэтому в случае применения параллельной работы
линий и трансформаторов резко повышается стоимость комму-
тационной аппаратуры.

Как видно из рис. 11.14, при замкнутом выключателе 7 под-
держивать напряжение на секции 6 можно лишь при коротком
замыкании К-2 на шинах / подстанции, коротком замыкании
К-3 на линии 3, коротком замыкании К-4 в трансформаторе 4
или его выводах, ошибочном отключении выключателей 2 и 5,
питании от резервного источника - секции 8 в момент отклю-
чения основного источника питания секции. Таким образом,
все преимущества схемы параллельной работы линий и транс-
форматоров выявляются лишь при повреждении элементов се-
ти, при которых неизбежно должно срабатывать АВР. Этот же
эффект может быть получен искусственно в схеме с нормально
отключенным выключателем 7. Действительно, если при воз-
никновении короткого замыкания в точках К-2, К-3 или К-4 од-
новременно с командой на отключение выключателя 5 подать
команду на включение выключателя 7, чтобы он объединил сек-
ции 6 и 8 раньше, чем произойдет отключение выключателем 5
короткого замыкания, этим будет имитирована схема с парал-
лельной работой вводов или трансформаторов 4 и 9. При этом
ни в одном из элементов электрической сети сила тока не пре-
высит допустимую, а вся аппаратура будет работать в нормиро-
ванных для нее режимах; в этом можно убедиться, рассмотрев
распределение тока в элементах сети при коротком замыкании
в точках К-2, К-3 или К-4.

Реализация последнего из описанных способов возможна
лишь при наличии быстродействующей схемы управления и
соответственно быстродействующего силового коммутирующего
аппарата. Схема управления быстродействующими АВР, вы-
полненная на основе релейных защит соответствующих эле-
ментов электрической сети с использованием современных уст-
ройств для передачи команд на расстояние, может выработать
команду на отключение выключателя 5 и одновременно на
включение выключателя 7 за время до 0,1 с с момента возник-
новения повреждения, при этом время включения выключателя
7 должно быть меньше времени отключения выключателя 5 и
составлять несколько сотых долей секунды. При прочих корот-
ких замыканиях, например в точке К-2, АВР не должно сраба-
тывать.

В схеме могут применяться также вспомогательные аппара-
ты, имеющие малое время включения. Например, можно парал-
лельно нормально отключенному выключателю 7 подключить
нормально отключенный быстродействующий вакуумный аппа-
рат типа ВНВ-10/320 (см. рис. 11.14). При подаче команды на
одновременное включение этих аппаратов первым, через 0,05 с,
срабатывает аппарат ВНК-10/320, объединяя секции 6 и 8. По-
сле замыкания контактов выключатель 7 ВНВ-10/320, имею-
щий слабую контактную систему, должен быть отключен.

В отличие от схемы с обычным АВР, где сначала отключает-
ся выключатель 5, а затем включается выключатель 7, в схеме
с быстродействующим АВР операции с упомянутыми аппарата-
ми выполняются в обратной последовательности. Это обстоя-
тельство несколько осложняет работу выключателя 5 при близ-
ких коротких замыканиях, например К-4, поскольку промежу-
ток времени между возникновением тока короткого замыкания
через выключатель 5 и началом расхождения его контактов со-
кращен, что требует дополнительной расчетной проверки вы-
ключателей вводов. В то же время отключение этим выключа-
телем тока короткого замыкания стабилизирует его временную
характеристику отключения, обеспечивая гашение дуги в нор-
мированное время.

Границы зоны динамической устойчивости синхронных дви-
гателей зависят от общей продолжительности короткого замы-
кания 4.3.1 электромеханической постоянной времени агрегата
т7 и соотношения между сопротивлением внешней сети до вы-
ключателя 7 ХвН и переходным сопротивлением подключаемых
двигателей -Си (рис. 11.15). Расчеты показывают, что наличие
активной и асинхронной нагрузок на шинах, от которых пита-
ются синхронные двигатели, не влияет на зону устойчивости
синхронных двигателей при х^/х'^	0,5.

Один из способов повышения устойчивости синхронных
двигателей НПС в переходных режимах энергосистемы, вы-
званных кратковременными перерывами электроснабжения, -
применение синхронных двигателей, имеющих две самостоя-
тельные обмотки статора. Каждую из этих обмоток присо-
единяют к разным секциям сборных шин распределительно-
го устройства 6 (10) кВ. При потере питания одной сек-
ции шин синхронный двигатель с двойной обмоткой статора
переходит в генераторный режим работы, подпитывая другие

Рис. 11.15. Зоны устойчивости
синхронных двигателей для раз-
личных параметров быстродействия
АВР при трехфазных коротких
замыканиях
двигатели секции, потерявшей питание, и увеличивая этим их
устойчивость.

При коротком замыкании в цепи питания одной секции
шин синхронный двигатель с двойной обмоткой статора не
выпадает из синхронизма в течение времени, достаточного
для отключения поврежденного участка сети, даже при номи-
нальной загрузке двигателя. При наличии синхронного
двигателя с двойной обмоткой статора отпадает необходимость
в сложных устройствах, обеспечивающих самозапуск синхрон-
ных двигателей быстродействующего автоматического включе-
ния резерва с высокочастотным каналом передачи команды.

В последние годы в проектах начинают предусматривать
унифицированные блочно-комплектные насосные станции. Эле-
менты насосной поставляются в виде укрупненных блоков и на
месте строительства требуют минимального объема работ для
ввода в действие. Технологические и другие установки, в том
числе устройства электроснабжения, размещают на открытом
воздухе с применением утепленных индивидуальных укрытий
для оборудования, требующего положительной температуры и
защиты от непогоды. Индивидуальные укрытия (блок-боксы)
типа кожухов имеют небольшие размеры. Управление оборудо-
ванием максимально автоматизировано. В частности, для блоч-
но-комплектной станции типа БКНС-12,5 предусматривается 40
блок-боксов и 25 комплектных сооружений и установок, в том
числе для энергетического оборудования: восемь блок-боксов за-
крытых распределительных устройств 10 кВ, распределитель-
ных щитов и комплектных трансформаторных подстанций
2x630 кВ-А; два блок-бокса комплектных трансформаторных
подстанций 2x400 кВ-А и распределительных щитов; десять
комплектных установок и сооружений; два блока дизельной
электростанции; один блок разъединителей и реакторов на-
ружной установки и др.

Основные агрегаты имеют общее укрытие, разделенное пе-
регородкой на два помещения - для электродвигателей и насо-
сов. Устанавливаются четыре насоса с синхронными двигате-
лями СТД-8000-2 по 8000 кВт на 10 кВ.

Электроснабжение станции БКНС-12,5 осуществляется
от открытой подстанции 110/10 кВ, имеющей схему типа
линия - трансформатор с аварийной перемычкой на стороне
110 кВ. Энергия при напряжении 10 кВ от трансформаторов
110/10 кВ подводится к блок-боксам закрытого распреде-
лительного устройства 10 кВ по четырем воздушным
токопроводам или кабелями-токопроводами площадью сечения
1500 мм2 на 10 кВ.
Для расчетов с энергосистемой за электроэнергию и тех-
нического учета активной и реактивной энергии на НПС мон-
тируются счетчики, которые включаются в автоматизирован-
ную систему учета и контроля электроэнергии.

11.7.	ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ
СНИЖЕНИЯ ЭНЕРГОЗАТРАТ

НА ТРАНСПОРТ НЕФТИ

На транспорт нефти по магистральным нефте-
проводам расходуется значительное количество энергии.

Затраты энергии на транспорт нефти складываются:

из энергии, необходимой для перемещения нефти вдоль
трубопровода; она расходуется на подъем нефти от начальной
до конечной точки трубопровода (или наоборот, если конечная
точка расположена ниже начальной) и на преодоление трения
нефти в трубах;

потерь энергии в насосах и приводных двигателях;

энергии, необходимой на различные вспомогательные нуж-
ды (отопление зданий, освещение, вентиляция и т.п.).

Расход энергии на перемещение нефти и преодоление тре-
ния нефти в трубопроводе составляет более 80 % расхода
энергии в магистральных нефтепроводах. Топливо на тран-
спорт нефти расходуется на подогрев транспортируемой неф-
ти (там, где это требуется), в котельных и на дизельных
электростанциях.

Рассмотрим основные направления снижения энергети-
ческих затрат на транспорт нефти.

1.	Снижение затрат энергии на трение жидкости в трубе
за счет уменьшения вязкости нефти. Достигается это добавкой
в перекачиваемую жидкость различных депрессаторов
поверхностно-активных веществ, не снижающих вязкость, но
образующих на внутренней поверхности трубы маловязкий
слой.

Наиболее универсальным способом уменьшения вязкости
нефти, а следовательно, и снижения затрат энергии на пре-
одоление трения является подогрев нефти. Однако он требует
дополнительного расхода энергии. Эффективность подогрева с
энергетической точки зрения должна оцениваться в каждом
отдельном случае. В настоящее время предварительный подо-
грев применяется при перекачке высоковязких, застывающих
нефтей и осуществляется огневыми печами или электро-
энергией.

2.	Перевод огневых печей подогрева нефти с топлива
“сырая нефть” на газ или электроэнергию. Так, например,
на нефтепроводе Узень - Гурьев - Самара перевод огневых
печей с сырой нефти на газ позволил повысить их КПД на 8-
12 %.

3.	Внедрение эффективных методов очистки внутренних
поверхностей нефтепроводов от отложений парафиносмо-
листых веществ и защиты от внутренней коррозии, позволя-
ющих увеличить “живое” сечение нефтепровода и снизить
гидравлическое сопротивление. Для этой цели предусматрива-
ются быстроразъемные концевые затворы для механизации
очистки трубопроводов.

4.	Снижение потерь энергии в магистральных насосах, т.е.
повышение их КПД. Упрочнение быстроизнашивающихся де-
талей уплотнения насосов дает возможность поддерживать ми-
нимальные зазоры, что повышает КПД насоса на 1,5 %.
Покрытие полимерными материалами проточных полостей
насосов уменьшает потери за счет снижения шероховатости
внутренних поверхностей насоса.

5.	Снижение потерь энергии при изменении нагрузки
нефтепроводов. Нефтепровод, спроектированный для перекач-
ки заданного количества нефти, практически работает не с
постоянной подачей. Неизбежные колебания количества пере-
качиваемой нефти зависят как от условий работы трубопровода
(например, колебание температуры), так и от условий работы
сооружений, подводящих (и отводящих) нефть к магистраль-
ным трубопроводам.

В связи с этим необходимо регулировать работу нефте-
провода. Нефтепровод представляет собой единую систему,
состоящую из последовательно работающих насосных станций.
При схеме работы трубопровода из “насоса в насос” подача
всех насосных станций должна изменяться строго синхронно
и при отсутствии промежуточных подводов и отводов нефти
быть в любой момент одинаковой. При работе трубопровода по
схеме с подключенными резервуарами связь между подачей
последовательно работающих насосных станций является ме-
нее жесткой - возможна разница между объемами подачи
последовательных станций в течение некоторых промежутков
времени и объемами подачи, зависящими от вместимости под-
ключенных резервуаров.

Важная задача - регулирование с наименьшими энергети-
ческими потерями. Наиболее экономичным способом регули-
370
рования подачи насосов является изменение частоты вращения
насоса.

Во избежание регулирования дросселированием необходимо
оснащение всех станций сменными роторами насосов различ-
ных диаметров. Применение комплектов рабочих колес насоса
обеспечивает возможность приведения характеристик насосов
по напору и необходимым для каждой конкретной перекачива-
ющей станции условиям. Использование комплектов сменных
роторов позволяет уменьшить дросселирование и снизить по-
требление электроэнергии на 1 %.

6.	Организация автоматического регулирования режимов ра-
боты насосных станций нефтепроводов.

7.	Внедрение автоматизированных систем/самозапуска и
автоматического включения резерва основных магистральных
агрегатов нефтеперекачивающих станций.

8.	Использование регулируемых (по частоте вращения)
электродвигателей для привода магистральных насосов.

Современный уровень развития силовой полупроводниковой
техники позволяет создавать частотно-регулируемые электро-
приводы мощностью до 80 МВт. Полупроводниковые преобра-
зователи частоты открыли широкие перспективы для управле-
ния различными типами синхронных двигателей. Благодаря
применению силовых полупроводниковых ключей (1СВТ,
СТО, ЮСТ) появились новые типы синхронных машин с ре-
гулированием скорости в широком диапазоне, например двига-
тели с переключаемыми обмотками статора, бесщеточные дви-
гатели и др.

Важным свойством силового ключа является его управляе-
мость. Основным прибором, занимавшим монопольное положе-
ние в регулируемых электроприводах средней и большой мощ-
ности, длительное время был тиристор. Последний обладает
неполной управляемостью, что существенно ограничивает раз-
витие устройств силовой электроники по многим технико-эко-
номическим показателям. Этот недостаток проявляется в необ-
ходимости принудительной коммутации тиристора при его вы-
ключении. При этом возникают значительные трудности прак-
тической реализации схем выпрямительно-инверторных преоб-
разователей, позволяющих функционировать во всех четырех
квадрантах комплексной плоскости на стороне переменного то-
ка. При использовании полностью управляемых ключей эти
задачи успешно решаются. При этом, как правило, в таких
преобразователях регулирование параметров осуществляется
по способу широтно-импульсной модуляции (ШИМ), позволяю-
щему значительно увеличить КПД и коэффициент мощности
электропривода. КПД современных полупроводниковых пре-
образователей частоты может достигать 99 %.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1.	Какие функции выполняет система авто-
матизации технологических процессов на НПС?

2.	Какие типы электродвигателей используют для привода
главных и подпорных насосов НПС?

3.	Назовите способы пуска электроприводов главных насо-
сов НПС.

4.	Какие технологические защиты предусмотрены в электро-
приводе главного насоса НПС?

5.	Какие электрические и технологические защиты преду-
смотрены в электроприводе подпорного насоса?

6.	Какие типы электродвигателей используют для вспомо-
гательного электрооборудования НПС?

7.	Назовите преимущества комплектных осветительных
устройств КОУ.

8.	Какие преимущества имеет регулируемый электропривод
магистральных насосов?

9.	Назовите способы регулирования скорости электропри-
водов магистральных насосов.

10.	Перечислите основные функции, выполняемые тири-
сторным возбудителем ВТЕ-320.

И. Какие виды защит используются в асинхронном элект-
роприводе главных насосов НПС?

12.	Какое электрооборудование применяют на нефтебазах?

13.	Перечислите особенности электроснабжения нефтепере-
качивающих насосных станций.

14.	Назовите основные направления снижения энергозатрат
на транспорт нефти.
А Л ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ

1	} КОМПЛЕКСЫ КОМПРЕССОРНЫХ

СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ

ГЛАВА ГАЗОПРОВОДОВ

12.1.	ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА

И ОБОРУДОВАНИЕ КОМПРЕССОРНЫХ
СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ
ГАЗОПРОВОДОВ

Сжатие газа, транспортируемого по магистраль-
ным газопроводам, осуществляется на компрессорных станциях
(КС), оборудованных поршневыми и центробежными компрес-
сорами. Поршневые компрессоры в подавляющем большинстве
случаев приводятся в действие от газовых двигателей внутрен-
него сгорания (газомоторные компрессоры). Мощность двига-
телей этих компрессоров достигает 2500-4000 кВт, а КПД аг-
регата доходит до 40 %. Основным преимуществом газомотор-
ных компрессорных установок является возможность широкого
регулирования их мощности путем изменения частоты враще-
ния коленчатого вала двигателя и изменения режима работы
самого компрессора. Применение таких компрессоров целесо-
образно при необходимости создания больших давлений на вы-
ходе, например, в подземных хранилищах газа, где давление
должно превышать 10 МПа.

На компрессорных станциях широко используют центро-
бежные компрессоры, имеющие ряд важных преимуществ пе-
ред поршневыми. К числу этих преимуществ можно отнести:
большую производительность; отсутствие внутренних трущих-
ся частей, требующих смазки; меньшую площадь, требуемую
для установки; более легкие фундаменты благодаря меньшей
массе агрегатов и почти полному отсутствию толчков и вибра-
ций; равномерность подачи газа; меньшую стоимость установ-
ки, особенно в случае применения для центробежных компрес-
соров электропривода.
Основной недостаток центробежных компрессоров - труд-
ность регулирования их производительности, что требует при-
менения регулируемого приводного двигателя. Наиболее рас-
пространенными видами двигателей для привода центробеж-
ных компрессоров в настоящее время являются электродвига-
тели и газовые турбины. Центробежные компрессоры со степе-
нью сжатия, превышающей 1,1, не снабженные устройствами
для охлаждения газа в процессе сжатия, принято называть
центробежными нагнетателями.

Из центробежных нагнетателей, широко применяемых на
ранее построенных КС магистральных газопроводов в сочета-
нии с электрическим и газотурбинным приводом, можно отме-
тить нагнетатели типов 280-11-1,280-11-2, 280-12-2, 280-12-4,
обеспечивающие при одиночной работе производительность
184 м3/мин с номинальной частотой вращения 7900 об/мин,
соединяемые с приводным двигателем через повышающую пе-
редачу (мультипликатор) и потребляющие мощность около
4000 кВт.

Применяются более производительные нагнетатели типов
520-12-1, НГ-280-9, 370-12-1 с производительностью при оди-
ночной работе соответственно 420, 485, 340 м3/мин и потреб-
ляемой мощностью 10 000 кВт при 4800 об/мин, 9000 кВт при
5000 об/мин, 6000 кВт при 5000 об/мин и др. Они снабжают-
ся преимущественно газотурбинным приводом.

Транспорт газа на большие расстояния в основном обеспе-
чивается компрессорным парком ОАО «Газпром», установлен-
ная мощность которого составляет 41 млн. кВт, в том числе аг-
регатов с газотурбинным приводом - около 86 %, электричес-
ким - 13 %, поршневым - менее 1 %. Парк газоперекачиваю-
щих агрегатов (ГПА) с газотурбинным приводом на начало
1999 г. включал в себя более 20 типов (около 3000 шт.) еди-
ничной мощностью 2,5-25 МВт.

По программе реконструкции газовой промышленности на-
мечено внедрение ГПА нового поколения, технические возмож-
ности которых позволяют обеспечить современный уровень ос-
новных эксплуатационных показателей и включают в себя:

приспособленность конструкции к переоснащению эксплуа-
тируемых в настоящее время ГПА с минимальными затратами
в различных вариантах (замена привода, установка на сущест-
вующие фундаменты, замена блочно-контейнерного ГПА на су-
ществующих площадках и др.);

блочную комплектность и заводскую готовность;

КПД не менее 31-37 % (в зависимости от единичной
мощности);
унификацию приводов и газовых компрессоров, обеспечива-
ющих их использование в различных комбинациях, а также
унификацию с агрегатами для автономных электростанций;

автономность по электроснабжению;

надежность на уровне, обеспечивающем оптимальную и эко-
номичную программу технического обслуживания;

улучшенные экологические характеристики;

возможность дальнейшей эволюции конструкции в течение
всего срока серийного производства.

В соответствии с программой реконструкции газовой промы-
шленности налажено серийное производство нескольких вари-
антов газоперекачивающих агрегатов (ГПА) серии «Урал» в
блочно-комплектном исполнении с газотурбинным приводом
мощностью 12 МВт, в том числе агрегаты типов ГПА-12Р,
ГПА-12Р1, ГПА-12Р2. Они предназначены для замены находя-
щихся в эксплуатации морально и физически устаревших ГПА
типа ГТК-10-4.

Разработаны также новые ГПА мощностью 8-10 МВт целе-
вого назначения: ГПА ПХГ-10 - для подземных хранилищ га-
за; ГПА-10 ДКС - для дожимных компрессорных станций ус-
тановок комплексной подготовки газа.

Налажено производство агрегатов типа ГПА-16, отличаю-
щихся высокой степенью автоматизации управления, безопас-
ностью эксплуатации, экономичностью и высокими техничес-
кими и экологическими характеристиками. Контейнеры разра-
ботанных агрегатов унифицированы для размещения в них га-
зотурбинных двигателей и центробежных нагнетателей раз-
личных типов.

Разработаны также ГПА мощностью 25 МВт типа ГПА
25 НК-Р.

На компрессорной станции устанавливают от 4 до 16 цент-
ро-бежных нагнетателей с электрическим или газотурбинным
приводом. Число газомоторных компрессорных установок на од-
ной станции достигает 20 и более. Ввиду относительно неболь-
шой степени сжатия газа, обеспечиваемой центробежными на-
гнетателями, последние часто включаются последовательно.
Все работающие агрегаты станции разбиваются на параллель-
но работающие группы. В каждой из групп могут работать ли-
бо один, либо два-три последовательно соединенных нагнетателя.

Технологическое оборудование компрессорных станций, кро-
ме собственно компрессорных агрегатов, содержит систему га-
зовых коммуникаций, масляные системы, системы вентиляции
двигателей, системы водяного охлаждения масла, а иногда газа
и др. В частности, операции при пуске и остановке двигате-
ля привода центробежного нагнетателя связаны с операциями
по изменению положения кранов газовых коммуникаций. На
рис. 12.1 представлена схема газовых коммуникаций компрес-
сорной станции с пятью центробежными нагнетателями, один
из которых резервный. Через входной кран № 7 газ из магис-
трального газопровода 3, пройдя через пылеуловители 4 и мас-
лоуловители 5, поступает на вход рабочих центробежных на-
гнетателей 1, соединенных попарно последовательно. После
двухступенчатого сжатия газ через обратные клапаны и краны
№ 8 и 8а направляется в магистральный газопровод. Перемыч-
ка с кранами № 6, 6а, 6р, бар и Д между приемным и нагнета-
тельным шлейфами создает пусковой контур а ё . Перед за-
грузкой а ё в магистраль станция работает на этот контур.
Краны № б и бар имеют дистанционное управление с главно-
го щита управления КС. Они служат для регулирования про-
изводительности КС путем перепуска газа с выхода на прием
и снабжены гидроприставкой, позволяющей производить их
ступенчатое открывание и закрывание. При аварийной оста-
новке одного из последовательно включенных центробежных
нагнетателей у оставшихся в работе нагнетателей данной груп-
пы степень сжатия может превысить предельно допустимое

112	11

Рис. 12.1. Схема газовых коммуникаций компрессорной станции с пятью
центробежными нагнетателями:

1 - центробежный нагнетатель; 2 - резервный центробежный нагнетатель;
3 - магистральный газопровод; 4 - пылеуловители; 5 - маслоуловители; 6 -
маслосборник
значение, что вызовет неустойчивую их работу и не может
быть допущено. Поэтому одновременно с аварийной остановкой
агрегата автоматически открывается кран № 6 или 6а в соот-
ветствии с тем, в какой группе остановлен агрегат. Для исклю-
чения резкого возрастания производительности оставшихся в
работе центробежных нагнетателей при открывании кранов №
6 или 6а в перемычке пускового контура последовательно с
этими кранами смонтирован кран 1\1 с ручным управлением,
выполняющий функции дросселя. Установка обратных клапа-
нов перед кранами № 8 и 8а предотвращает возможность пере-
пуска газа со стороны входа нагнетателя в сторону всасывания
при открывании кранов № 6 и 6а, т.е. при переходе КС на пу-
сковой контур.

Если температура газа после сжатия компрессорами превыша-
ет 70 °С, его перед подачей в магистральный газопровод охлаж-
дают. В таких случаях в систему газовых коммуникаций вводят
охладители газа - водяные с циркулирующей водой или воз-
душные. Краны № 1, 2, 3, 3-бис, 4, 5, входящие в обвязку цен-
тробежного нагнетателя, имеют автоматическое управление со
щита КС и с местного щита или узла управления краном, ус-
тановленного в непосредственной близости от последнего, и
ручное управление. Краны № 1 и 2 выводят агрегат из общей
системы коммуникаций и вводят его в эту систему. Кран № 3 -
проходной - открыт при неработающем нагнетателе. Кран
№ 4 загрузочный и используется для продувки газом контура
нагнетателя через свечу с краном № 5 перед заполнением это-
го контура газом. Положение крана № 3-бис, создающего ма-
лый контур нагнетателя, дублирует положение крана № 3.
Оба крана закрыты при нормальной работе нагнетателя и от-
крыты при выводе его на режим холостого хода в процессе за-
грузки и при остановке.

Питание электроэнергией компрессорных станций с элект-
роприводом центробежных нагнетателей, где устанавливаются
крупные высоковольтные двигатели и потребляемая мощность
составляет десятки тысяч киловатт, как правило, осуществля-
ется от сетей энергосистем.

Компрессорные станции с газотурбинным приводом центро-
бежных нагнетателей или с газомоторными поршневыми ком-
прессорами также получают электроэнергию от сетей энерго-
систем, если они имеются в этом районе. Мощность, необходи-
мая для потребителей электроэнергии на таких компрессор-
ных станциях, составляет 500-3000 кВт. Она определяется не-
обходимостью работы электропривода циркуляционных насос-
ных установок систем водяного охлаждения и маслонасосов,
вентиляционных агрегатов, насосных станции производствен-
ного и питьевого водопроводов, котельных, механических мас-
терских, расходом электроэнергии на освещение, коммуналь-
ные нужды жилого поселка и др.

В тех случаях, когда сети энергосистемы в районе газопро-
вода отсутствуют или не могут обеспечить надежное питание,
на площадке компрессорной станции сооружают собственную
электростанцию переменного тока с двумя-тремя синхронными
генераторами, приводимыми в действие газовыми или дизель-
ными двигателями.

12.2.	ЭЛЕКТРОПРИВОД ЦЕНТРОБЕЖНЫХ
НАГНЕТАТЕЛЕЙ

В состав компрессорного агрегата входят центро-
бежный нагнетатель, мультипликатор, устанавливаемый между
валом электродвигателя и валом нагнетателя, электродвигатель
с аппаратурой управления, система смазки, вентилятор обдува
электродвигателя и контрольно-измерительные приборы. Схе-
ма центробежного нагнетателя (280-11-1) с осевым подводом
газа и мультипликатора приведена на рис. 12.2. Мультиплика-

Рис. 12.2. Центробежный нагнетатель и мультипликатор:

1 - зубчатая муфта двигателя; 2 - корпус мультипликатора; 3 - зубчатая
муфта нагнетателя; 4 - вал ротора нагнетателя; 5 - вкладыш переднего
подшипника; 6 - опорно-упорный подшипник; 7 - улитка; 8 - всасывающий
патрубок; 9 - нагнетательный патрубок
тор повышает частоту вращения вала двигателя до значения,
необходимого для центробежного нагнетателя. Потери мощнос-
ти в нем составляют около 1,5 %.

Основным типом электродвигателей, применяемых в установ-
ках транспорта газа магистральных газопроводов, являются дви-
гатели серии СТД. Технические характеристики электродвига-
телей для привода центробежных нагнетателей приведены в
табл. 12.1. Главные приводные электродвигатели КС устанав-
ливают вне помещения нагнетателей, которое является поме-
щением со взрывоопасной зоной класса В1а. Нагнетательный
цех отделяется от машинного зала перегородкой (рис. 12.3).
Однако не исключается возможность установки электродвига-
телей и компрессоров в общем зале при использовании взры-
возащищенных машин. В качестве таких машин могут служить
электродвигатели СТДП, выпускаемые промышленностью для
тех же напряжений и мощностей, что и двигатели СТД.

Питание обмоток возбуждения синхронных двигателей мо-
жет осуществляться от тиристорных преобразователей или ге-
нераторов постоянного тока. Преимуществом тиристорных пре-
образователей для возбуждения синхронных двигателей по
сравнению с электромашинными является их высокое быстро-
действие. Высокая инерционность электромашинных возбуди-
телей (примерно в 20 раз выше, чем у тиристорных) не позво-
ляет осуществлять своевременное форсирование тока возбуж-

Таб л иц а 12.1

Технические характеристики электродвигателей для привода
центробежных нагнетателей

Двигатель	Номи- нальная мощ- ность, кВт	Номи- нальное напряже- ние ста- тора, кВ	Частота враще- ния, об/мин	кпд	Крат- ность пускового тока	Крат- ность пускового момента
СТД-4000-2	4 000	6  10	3 000	0.975  0,974	7,22	2,07
СТД-5000-2	5 000	6.  10	3 000	0.976  0,975	6,69	1,92
СТД-6300-2	6 300	Б 10	3 000	0.975  0,976	6,28	1,62
СТД-8000-2	8 000	6  10	3 000	0.979  0,977	6,93	1,76
СТД-10000-2	10 000	6  10	3 000	0.978  0,979	8,1	2,06
СТД-12500-2	12 500	Б 10	3 000	0.979  0,978	8,86	2,24

Примечание. Коэффициент мощности электродвигателей со8<рн =
= 0,9 (опережающий).
ОО‘С1
Рис. 12.3. Компрессорный цех КС магистрального газопровода:

1 - кран с пневмоприводом; 2 - центробежный нагнетатель; 3 -
мультипликатор; 4 - газоотделитель; 5 - аккумулятор масла; 6 - синхронный
двигатель; 7 - возбудитель; 8 - воздухоохладитель

дения в случае быстрого и значительного падения напряжения
сети. Тиристорный возбудитель обладает более высоким КПД,
но коэффициент мощности у него ниже, чем у электромашин-
ного. Однако сам синхронный двигатель может быть источни-
ком реактивной мощности, а мощность возбудителя не превы-
шает нескольких процентов мощности привода, поэтому низ-
кий коэффициент мощности тиристорного преобразователя
практически не сказывается на коэффициенте мощности элек-
тропривода. Кроме того, тиристорный возбудитель не имеет
вращающихся частей и более надежен, чем машинный. Следу-
ет отметить дополнительные преимущества тиристорного пре-
образователя: бесшумность, сокращение площади и отсутствие
фундамента, возможность использования в системах автомати-
ческого регулирования (например, для поддержания постоянст-
ва созф или напряжения на шинах), малые мощности сигналов
управления и др.

Тиристорные возбудители, выполняемые с различными схе-
мами соединения тиристоров в зависимости от мощности син-
хронных приводов, находят все большее применение в нефтя-
ной и газовой промышленности.

Для синхронных двигателей во взрывозащищенном испол-
нении используются бесщеточные системы возбуждения. От-
сутствие скользящих контактов в цепях возбуждения бесщеточ-
ных синхронных двигателей обеспечивает ряд преимуществ:
отпадает проблема коммутации машин постоянного тока и изно-
са контактных колец, меньше расходы на эксплуатацию, воз-
можна работа во взрывоопасных зонах и др.

Бесщеточный возбудитель состоит из вращающегося диод-
ного выпрямителя, обращенного переходного генератора и за-
щитного устройства. Обмотка возбуждения синхронного двига-
теля а (рис. 12.4) питается от трехфазного мостового диодно-
го выпрямителя V, подключенного к якорю генератора Е, нахо-
дящемуся на одном валу с двигателем. Защита выпрямителя и
генератора от перенапряжений при пуске двигателя осуществ-
ляется блоком защиты от перенапряжений. При появлении по-
вышенного напряжения на обмотке возбуждения двигателя,
имеющего обратную полярность по отношению к выпрямителю
V, тиристоры \/Т1, \/Т2 отпираются и включают резисторы
В2, ВЗ. Датчик тока возбуждения ёА служит для защиты от
Рис. 12.4. Принципиальная схема
управления синхронным двигателем
с бесщеточной системой возбуж-
дения

Рис. 12.5. Схема управления и
защиты синхронного двигателя СТД-
4000—2 с бесщеточным возбудитель-
ным устройством
перегрузки. Обмотка возбуждения ё 5 синхронного возбудителя
питается от тиристорного выпрямителя V В и трансформатора
\ 5 от сети 0,4 кВ. Управление возбуждением осуществляется
с помощью блока оперативного управления Аё 1 и автоматиче-
ского регулятора возбуждения Аё5- Бесщеточная диодная сис-
тема возбуждения обеспечивает автоматическую синхрониза-
цию двигателя в функции тока статора, автоматическое форси-
рование возбуждения (кратность по току 1,4 и более), а также
ограничение длительности автоматического форсирования воз-
буждения (регулируется в пределах до 15 с) и защиту
от асинхронного хода и коротких замыканий. Никаких мер по
гашению магнитного поля при отключении двигателя от сети
не предусматривается. Поэтому при диодной бесщеточной сис-
теме возбуждения длительность гашения поля довольно значи-
тельна.

Технические данные бесщеточных тиристорных возбуди-
телей электродвигателей серии СТДП приведены в табл. 12.2.

На рис. 12.5 представлен вариант схемы управления и за-
щиты синхронного электродвигателя СТ Д-4000-2 с бесщеточ-
ным возбуждением. Высоковольтный выключатель а 5 снабжен
электромагнитным приводом. Обмотка возбуждения возбудителя
ё 55 питается от унифицированного регулятора возбуждения
ё 5ё 1\1 и трансформатора напряжения § ё а , подключенного ко
входу выпрямителя 5ё 1. ё5ё Ы питается от трансформаторов
тока I I 3, I I 4 и трансформатора напряжения § I а а . Этот
регулятор при нормальном уровне напряжения сети автомати-
чески поддерживает неизменным заданный коэффициент мощ-
ности двигателя, выгодный для потребителя. При понижении

Таблица 12.2

Технические данные взрывозащищенных возбудителей электродвигателей
серии СТДП

Тип возбудитель- ного устройства	Мощность, кВт	Напряже- ние , В	Ток, А	Тип возбуждаемого двигателя
БВУП-1	20	62,5	320	СТДП-1250 СТДП-1600 СТДП-2000
БВУП-2	40	125	320	СТДП-2500  СТДП-3150  СТДП-4000  СТДП-5000
БВУП-3	80	250	320	СТДП-6300 СТДП-8000 СТДП-10000 СТДП-12500
напряжения в сети регулятор увеличивает возбуждение двига-
теля, поддерживая тем самым постоянство напряжения на ши-
нах и улучшая качество электроснабжения других смежных по-
требителей. При глубоких снижениях напряжения, а также
при пусках двигателя регулятор осуществляет форсирование
возбуждения. Переменное напряжение частотой 400 Гц, снима-
емое с якоря возбудителя 5, после выпрямления мостовым вы-
прямителем 5а подается на обмотку возбуждения двигателя
ё 5Ы. Тиристорный ключ \ а обеспечивает ограничение пере-
напряжений в обмотке ё 51\1 в переходных режимах, а также
гашение поля при отключении обмотки возбуждения возбудите-
ля ё 55. Ротор возбудителя 5, выпрямитель 5& и тиристор-
ный ключ \ а находятся на одном валу с ротором двигателя 1\1.
При пуске двигателя в результате действия цепей управления
пуском возбуждается контактор а ( 5 и своими контактами
включает на питание электромагнит включения привода й 5-
Включается выключатель а 5- Двигатель разгоняется в асин-
хронном режиме. При снижении пускового тока до значения,
соответствующего подсинхронной скорости, токовое реле ёё (
замыкает свой контакт в цепи реле ё ё 1. В результате возбуж-
дается реле ёё 1, обесточивается реле ёё 2 и с выдержкой
времени включается контактор а ё 1, контакт которого а ё 1 -2
подает питание в обмотку возбуждения возбудителя ё 55- По-
сле втягивания двигателя в синхронизм реле ё а разрывает
своим контактом цепь реле времени ё5- Если пуск затянулся
и асинхронный режим продолжается длительно, то реле вре-
мени ё5 своим контактом возбуждает реле ёёЗ, а последнее
своим контактом ёё 3-1 подает питание на отключающий элек-
тромагнит йё привода выключателя, а контактом ёё 3-2 замы-
кает цепь обмотки контактора гашения поля а ё 2. Последний
своим контактом а ё 2-2 отключает питание обмотки ё 55- Од-
новременно контактом ё ё 3-3 отключается и контактор а ё 1.
Аналогично схема действует при выпадении двигателя из син-
хронизма.

Реле ё а имеет две обмотки - токовую ё а (( ) и напряже-
ния ё а 5 . Оно реагирует на направление реактивной мощнос-
ти, которая в асинхронном режиме поступает из питающей се-
ти в двигатель. Кроме форсирования, обеспечиваемого регуля-
тором ё 5ё 1\1, создается дополнительное форсирование при
снижении напряжения, осуществляемое реле форсирования
ё? и контактором форсирования а? , шунтирующим своим
контактом резистор В 4 в цепи питания обмотки возбуждения
ё 55- Резистор ВЗ служит для настройки регулятора ё5ё 1\1.
Оба резистора ВЗ и В4 служат для регулирования возбужде-
ния. Защита от пробоя вентилей цепи возбуждения осуществ-
ляется реле 6 5 2, включенным последовательно с конденсато-
ром ё . При пробое вентилей в обмотке этого реле появляется
переменный ток, оно срабатывает и своим контактом возбужда-
ет катушку реле её 4, которое контактом ёё 4-1 включает эле-
ктромагнит отключения О ё привода выключателя а 5. Одно-
временно контактом ёё4-2 включается контактор а ё 2, и его
контакт а ё 2-2 отключает обмотку возбуждения возбудителя
ё 55. Таким же образом осуществляется отключение а 5 и
ё 55 ПРИ действии:

защиты от понижения напряжения (выходное реле ёё 5,
действующее от реле ё 9 1);

дифференциальной токовой защиты (выходное реле ёё 6,
действующее от токового реле, включенного между трансфор-
маторами тока \ \ 1 и \ \ 5);

схемы частотной разгрузки, реле которой действует при
снижении частоты в энергосистеме (выходное реле ёё 7);

защиты от замыкания на землю (выходное реле ёё 8,
действующее при срабатывании токового реле, подключен-
ного к трансформатору тока нулевой последовательности
I 5 ё );

технологических защит, кнопки аварийного отключения а ё .

Реле дифференциальной токовой защиты, реле частоты и
токовое реле защиты от замыканий на землю на схеме не по-
казаны. Защита от перегрузок обеспечивается токовым реле
ё ё Г , а от коротких замыканий - дифференциальной токовой
защитой. Технологические защиты действуют при неисправно-
стях в системах смазки и других устройствах компрессорного
агрегата. Состояние системы смазки определяет возможность
работы агрегата. Система смазки состоит из насосов, маслопро-
водов низкого, среднего и высокого давления, маслоохладите-
лей и других элементов. Маслопроводы низкого и среднего
давления обеспечивают смазку опорно-упорного подшипника
нагнетателя (давление масла 0,45 МПа), мультипликатора и
электродвигателя (давление 0,05-0,06 МПа). Подача масла из
масляного бака в эти маслопроводы при работе агрегата произ-
водится насосом, смонтированным на корпусе мультиплика-
тора. На ответвлении от маслопровода среднего давления к
маслопроводу низкого давления установлен редукционный кла-
пан. От маслопровода среднего давления масло подается также
в масляное реле осевого сдвига, смонтированное в нагнетателе
и обеспечивающее остановку агрегата при появлении осевого
сдвига ротора нагнетателя на 0,7-0,8 мм.

В периоды пуска и остановки агрегата подача масла в эти
маслопроводы осуществляется пусковым масляным насосом,
приводимым в действие от асинхронного электродвигателя.
Для поддержания необходимого давления в маслопроводе при
остановке агрегата из-за исчезновения напряжения в питаю-
щей системе предусматривается резервный масляный насос с
приводом от электродвигателя постоянного тока, питаемого от
аккумуляторной батареи, либо с приводом от электродвигателя
переменного тока.

На выходе из нагнетательной улитки (см. рис. 12.2) ротор
нагнетателя снабжен масляным уплотнением, предотвращаю-
щим утечку газа в помещение. Это достигается поддержанием
давления масла на уровне, превышающем на 0,2-0,3 МПа
давление газа, что обеспечивается регулятором перепада давле-
ния газ - масло. Для уплотнения и смазки опорного подшип-
ника нагнетателя служит маслопровод высокого давления
(6,5 МПа), в который масло подается из масляного бака винто-
вым насосом, приводимым в действие асинхронным двигателем
20 кВт, 380 В, 1450 об/мин. Имеются два винтовых насоса (ра-
бочий и резервный) с автоматическим включением резервного
насоса при остановке основного. В системе три маслоохладите-
ля - низкого, среднего и высокого давления, в которых масло
охлаждается циркулирующей водой.

Можно отметить следующие виды технологических защит
компрессорного агрегата, действующих при: уменьшении пере-
пада давлений масло - газ на уплотнительном подшипнике до
0,08-0,09 МПа (импульс от регулятора перепада); падении дав-
ления масла в системе смазки подшипников агрегата до
0,025 МПа (от реле пуска резервного насоса смазки); резком
повышении температуры масла до 80 °С на каком-либо из под-
шипников агрегата (импульс от термометра сопротивления и
электронного моста контроля температуры); увеличении осево-
го сдвига ротора нагнетателя до 0,7-0,8 мм (импульс от реле
осевого сдвига).

В соответствии с программой реконструкции газовой про-
мышленности проведены испытания синхронного двигателя
СДГМ-12500, имеющего большее предельное число пусков, чем
у двигателя СТД-12500 (1000 пусков у СДГМ, 150 - у СТД), и
лучшие динамические характеристики.

Ведутся работы по созданию синхронного электродвигателя
мощностью 16 МВт на напряжение 10 кВ. Возбуждение элект-
родвигателя предусматривается от статического тиристорного
возбудителя типа ВТЕ 10-315/230, а пуск - от преобразовате-
ля частоты.
12.3.	РЕГУЛИРУЕМЫЙ электропривод
ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАГНЕТАТЕЛЕЙ

Режим работы компрессорных станций на магист-
ральных газопроводах переменный, т.е. изменяются количест-
во перекачиваемого газа и давление его на приеме станции.
Это обусловлено главным образом неравномерностью и случай-
ным характером потребления газа. Кроме того, значительное
влияние на изменение режима работы КС может оказать по-
этапный ввод в эксплуатацию газопровода и соответствующее
этому постепенное увеличение его мощности, а также измене-
ние давления газа на приеме нагнетателя вследствие измене-
ния пластового давления и появления ответвлений к промежу-
точным потребителям.

Совместная работа газопровода и центробежного нагнетате-
ля как турбомашины определяется точкой пересечения их газо-
динамических характеристик. При этом количество газа,
транспортируемого по газопроводу, соответствует производи-
тельности нагнетателя при данном давлении на приеме КС. В
зависимости от газопотребления можно изменять характерис-
тику нагнетателя или газопровода. Этого можно добиться дрос-
селированием (регулированием задвижкой), отключением
(включением) нескольких последовательно и параллельно
включенных нагнетателей, регулированием частоты вращения
вала нагнетателей. При этом система регулирования должна
предусматривать регулирование как по графику потребления
газа в течение года, так и в динамических режимах при теку-
щих изменениях нагрузки газопровода.

На компрессорных станциях с электроприводными центро-
бежными нагнетателями регулирование производительности
может осуществляться одним из следующих способов:

дросселированием газа на входе в нагнетатель;

регулированием потока газа путем установки входного пово-
ротного направляющего аппарата перед колесом нагнетателя;

байпасированием потока газа;

заменой сменной проточной части нагнетателя;

изменением передаточного числа передаточного механизма;
установкой гидромуфты;

изменением частоты вращения вала электродвигателя;
изменением количества работающих агрегатов.

Регулирование дросселированием давления газа на входе в
нагнетатель может осуществляться с помощью дросселирующе-
го органа, создающего дополнительное гидравлическое сопро-
тивление, в результате чего искусственно изменяется характе-
ристика газопровода. При дросселировании производитель-
ность нагнетателя уменьшается, потребляемая при этом мощ-
ность электродвигателя также снижается, но несущественно.
Дросселирование газа ведет к резкому увеличению энергозат-
рат и является самым неэкономичным способом регулирования
производительности. Однако этот способ нашел применение на
некоторых компрессорных станциях благодаря своей простоте.

Весьма эффективный способ - регулирование потока газа
путем установки входного поворотного направляющего аппара-
та. Надежная и достаточно простая конструкция такого устрой-
ства была внедрена на агрегатах с электродвигателями СТД-
4000-2 с одноступенчатым нагнетателем типа 280-11. Попытки
внедрить входные поворотные направляющие аппараты на элек-
троприводных ГПА с электродвигателями СТД-12500-2 и пол-
нонапорными нагнетателями из-за сложности конструкции рас-
пространения не получили.

Установка гидромуфт для обеспечения регулирования про-
изводительности на практике не находит применения вследст-
вие низкого значения КПД и больших эксплуатационных рас-
ходов, связанных с обслуживанием и ремонтом.

Одним из наиболее эффективных способов регулирования
производительности ГПА является применение электродвигате-
лей с регулируемой частотой вращения. Первые попытки со-
здания данной системы электропривода были осуществлены на
электродвигателях типа СДСЗ-4500-1500. Однако использован-
ные при этом полупроводники были недостаточно надежны,
конструкция системы управления существенно усложняла экс-
плуатацию и снижала надежность работы всей компрессорной
станции. Работы по применению частотно-регулируемых элект-
роприводов ГПА продолжаются.

В настоящее время реализованы технические решения по
применению регулируемого электропривода на сверхмощном
синхронном двигателе типа 4Б284-021 мощностью 25 МВт.

Данный тип привода предназначен для осуществления
плавного пуска, регулирования и стабилизации частоты враще-
ния нагнетателя. Электропривод (рис. 12.6) включает в себя
четырехобмоточный трансформатор ( мощностью 40 МВ-А,
преобразователь частоты А, синхронный электродвигатель 8М ,
управляемый возбудитель I) 25.

Статорная обмотка электродвигателя имеет две трехфазные
обмотки, которые соединены в схему “две звезды” и сдвинуты
одна по отношению к другой на 30°. Каждая обмотка питается
от высоковольтного преобразователя частоты. Применение та-
220 кВ

Рис. 12.6. Принципиальная электрическая схема частотно-регулируемого
электропривода мощностью 25 МВт
кого принципа позволяет уменьшить пульсации мощности и
снизить добавочные потери. Преобразователи частоты в свою
очередь включают в себя управляемые выпрямители 1)21,
I) 22, промежуточное звено постоянного тока со сглаживающи-
ми дросселями 1_ 1-1_4 и инверторы 1)23, I) 24. Преобразовате-
лями частоты управляет регулятор В, с помощью которого
можно изменять частоту в диапазоне 0-65 Гц.

Для сглаживания пульсаций, генерируемых тиристорами,
используется фильтр, состоящий из конденсаторов и дроссе-
лей (на рисунке не показан).

Ступенчатое регулирование изменением числа работающих
нагнетателей не может в общем случае обеспечить нормальную
работу при переменном режиме газопровода. Однако этот спо-
соб регулирования в сочетании с плавным регулированием поз-
воляет уменьшить диапазон плавного регулирования.

Значительная экономия электроэнергии достигается регули-
рованием частоты вращения вала приводного электродвигателя,
получающего питание от полупроводникового преобразователя
частоты. Необходимый диапазон регулирования частоты враще-
ния вала приводного электродвигателя при изменении подачи
центробежного нагнетателя составляет (1-0,7)0,, т.е. привод
центробежных нагнетателей должен обеспечивать плавное ре-
гулирование частоты вращения вала на 30 % ниже ее номи-
нального значения.

Технико-экономическая целесообразность регулирования по-
дачи центробежных нагнетателей изменением частоты враще-
ния вала определяется режимом работы газопровода, числом и
производительностью нагнетателей и должна проверяться для
каждого конкретного случая. В подавляющем числе случаев та-
кое регулирование экономически оправдано.

Оценочное значение экономии электроэнергии при замене
нерегулируемого электропривода центробежных нагнетателей
на регулируемый составляет 30-40 %.

Структуры и схемы частотно-регулируемых синхронных
электроприводов центробежных нагнетателей аналогичны регу-
лируемым электроприводам насосов НПС магистральных неф-
тепроводов, рассмотренным в гл. И.
12.4.	ОБЩЕСТАНЦИОННОЕ
И ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ
КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

Для привода вспомогательных механизмов ком-
прессорных агрегатов и общестанционных устройств на комп-
рессорных станциях применяют короткозамкнутые закрытые
продуваемые асинхронные двигатели единых серий на 380/
220 В и двигатели постоянного тока 220 В. Для привода насо-
сов градирен, погружных артезианских насосов используют
вертикальные электродвигатели со станиной без лап с крепле-
нием к насосу с помощью фланца, имеющегося на щите двига-
теля. Вентиляционные установки, применяемые при наличии
взрывоопасных смесей, оборудуют взрывозащищенными асин-
хронными двигателями. Для привода резервных масляных на-
сосов компрессорных агрегатов применяют двигатели постоян-
ного тока на 220 В. Пуск, остановка и защита двигателей осу-
ществляются при помощи автоматических воздушных выключа-
телей, контакторов, магнитных пускателей в нормальном и
взрывозащищенном исполнениях. Назначение и технические
данные основных элементов вспомогательного электрооборудо-
вания характеризуются следующим. На компрессорных стан-
циях с электрическим приводом центробежных нагнетателей к
каждому компрессорному агрегату относятся электроприводы:
пускового маслонасоса с асинхронным двигателем (6 кВт,
725 об/мин); резервного пускового маслонасоса с двигателем
постоянного тока (8,5 кВт, 800 об/мин); насоса уплотнения с
асинхронным двигателем (20 кВт, 1450 об/мин); резервного
насоса уплотнения с асинхронным двигателем (20 кВт,
1450 об/мин); вентилятора охлаждения главного электродвига-
теля с асинхронным двигателем (20 кВт, 730 об/мин).

На газотурбинных компрессорных станциях каждый ком-
прессорный агрегат комплектуется электроприводами: пусково-
го маслонасоса с асинхронным двигателем (20 кВт,
2920 об/мин); резервного маслонасоса с двигателем постоянно-
го тока (4,2 кВт, 2200 об/мин); аварийного насоса уплотнения
с двигателем постоянного тока; валопроворотного устройства
для проворачивания роторов перед запуском и во время охлаж-
дения агрегата после остановки с асинхронным двигателем
(1,7 кВт, 1490 об/мин).

В состав общестанционных вспомогательных устройств на
электроприводных и газотурбинных КС могут входить электро-
приводы двух центробежных насосов (рабочего и резервного)
градирни охлаждения воды, маслоохладителей с асинхронными
двигателями (10-28 кВт, 1450-2900 об/мин); вентилятора гра-
дирни с двухскоростным асинхронным двигателем (20/28 кВт,
1450/730 об/мин); кислотного насоса и вакуум-насоса подкис-
лительной установки для стабилизации временной жесткости
охлаждающей воды с асинхронными двигателями; нескольких
шестеренчатых насосов для перекачки масел в масляном хозяй-
стве станций с асинхронными двигателями (от 1,7 до 4,5 кВт,
980-1420 об /мин); маслоочистительной установки с асинхронным
двигателем (2,8-4 кВт, 1430 об/мин) насосной станции охлаж-
дения технологического газа (если необходимо охлаждение) с
вертикальным асинхронным двигателем (28 кВт, 1450 об/мин);
воздушных вспомогательных компрессоров с асинхронными
двигателями (4,5-20 кВт, 1500 синхронных об/мин).

Кроме упомянутых потребителей электроэнергии на КС
имеются токоприемники, не связанные непосредственно с обес-
печением работы компрессорных агрегатов. К числу таких по-
требителей относятся механические мастерские, невзрывоопас-
ные помещения станций, кондиционеры, насосные котельных и
бытового водоснабжения, освещение территории, жилых посел-
ков и др.

Для питания двигателей резервных масляных насосов, кото-
рые должны работать при исчезновении питающего перемен-
ного напряжения, питания цепей релейной защиты, сигнализа-
ции, устройств автоматики и дистанционного управления, на
КС с электрическим и газотурбинным приводом устанавливают
стационарные аккумуляторные батареи. Эти батареи набирают
из свинцовых кислотных аккумуляторов типа СК с емкостью
при одночасовом разряде от 111 до 370 А-ч в количестве, обес-
печивающем выходное напряжение батареи 220 В. Обычно
батареи работают параллельно с подзарядным агрегатом (вы-
прямителем), который при наличии переменного напряжения
питает всю нагрузку сети постоянного тока, одновременно под-
заряжая батарею и компенсируя ее саморазряд. При исчезно-
вении переменного напряжения источником энергии служит
аккумуляторная батарея.

Компрессорная станция является комплексной по структуре
и функциональным связям системой. Работа основного техно-
логического оборудования КС магистральных газопроводов
(центробежных нагнетателей) обеспечивается их приводом,
системами маслоснабжения, вентиляции, охлаждения, газовых
коммуникаций, общестанционными системами электроснабже-
ния и контрольно-измерительных приборов и автоматики
(КИПиА). Взаимодействие подсистем обусловливает общий
уровень надежности компрессорной станции.

Перерыв в электроснабжении электроприводов маслонасо-
сов уплотнения, маслонасосов смазки, циркуляционных насо-
сов, агрегатов воздушного охлаждения (АВО) масла турбин,
АВО воды может повлечь за собой расстройство сложного тех-
нологического процесса КС, сокращение ресурса нагнетателей
и, как следствие, нанести значительный ущерб народному хо-
зяйству.

Недопустим и перерыв в электроснабжении электрообору-до-
вания пожарных насосов, аварийной вентиляции, электро-при-
емников устройств связи, освещения основных цехов, посколь-
ку связан с повышением опасности для жизни людей. В со-
ответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ)
перечисленные электроприемники отнесены к I катего-рии в
отношении обеспечения надежности их электроснаб-жения. В
группе потребителей I категории выделены особо ответствен-
ные, перерыв в питании которых создает опасность аварий-
ной остановки ГПА, а также те, которые обеспечивают оста-
новку ГПА без повреждения. К особо ответственным потреби-
телям относятся приводы маслонасосов уплотнений, циркуля-
ционных насосов, аварийных маслонасосов смазки, вентиля-
торов охлаждения аварийной вентиляции, пожарных насосов,
а также аварийное освещение КИПиА. В зависимости от типа
ГПА состав потребителей I категории может отличаться.
Так, переход на насосы уплотнений с приводом от вала
турбины позволил исключить на ряде действующих КС
маслонасосы уплотнений из группы особо ответственных
потребителей.

К потребителям КС II категории отнесены электро-
приемники, перерыв в питании которых приводит к снижению
подачи КС; электроприемники, необходимые для продолжения
технологического процесса, допускающие кратковременные
перерывы питания без опасности остановки ГПА; электро-
оборудование систем ГПА, вентиляторы охлаждения АВО газа,
вентиляторы охлаждения градирен, насосы водоснабжения и
канализации, приточно-вытяжная вентиляция, установки
кондиционирования воздуха, котельная.

Электроприемники III категории допускают перерыв в
питании на время ремонта оборудования системы электро-
снабжения. На КС к III категории отнесены нагрузка вспомога-
тельных цехов и служб, освещение площадки КС, катодная за-
щита.

Таким образом, общестанционное электрооборудование КС
относится к потребителям всех категорий. Естественно, что об-
щие для разных категорий приемников части системы электро-
снабжения должны удовлетворять требованиям, предъявляемым
к электроснабжению I категории.

Общие сведения об электропотребителях I и II категорий
газотурбинных ГПА некоторых типов приведены в табл. 12.3.

Среди ответственных производственных механизмов КС
преобладают механизмы с параболической механической ха-
рактеристикой (вентиляторы) и не зависящей от скорости ме-
ханической характеристикой (винтовые маслонасосы уплотне-
ний).

Одним из важных процессов, обеспечивающих надежную
работу КС, является самозапуск электродвигателей, т.е. авто-
матическое восстановление их нормальной работы после крат-
ковременных перерывов питания. При исчезновении напряже-
ния двигатели тормозятся, их скорость снижается, поэтому по-
сле восстановления питания двигатели потребляют большой
ток из сети. Повышенный ток увеличивает падение напряже-
ния в сети - напряжение на вводах двигателей снижается.
Пропорционально квадрату напряжения уменьшается вращаю-
щий момент двигателей. Для успешного самозапуска необходи-
мо, чтобы вращающий момент двигателей при пониженном на-
пряжении был больше момента сопротивления механизмов.
Продолжительность самозапуска не должна превышать 30-35 с
по условиям нагрева электродвигателей и не должна быть
больше некоторого значения, определяемого условиями сохра-
нения основного технологического процесса. Для практических
расчетов в качестве критерия возможности самозапуска двига-
телей с вентиляторным моментом сопротивления выбрано оста-
точное начальное напряжение на зажимах в момент восстанов-
ления. Установлено, что остаточное напряжение, при котором
успешно происходит самозапуск, составляет:

при длительных перерывах питания

О ост — 6,71) ном,

при кратковременных перерывах питания (до 3,5 с)

1)ост > (0,55 ч- 0,63)1) ном.

Самозапуск двигателей, имеющих постоянный момент сопро-
тивления на валу, возможен, как правило, при напряжениях
не меньше номинального, что при групповом самозапуске дви-
гателей обеспечить практически невозможно. Для того чтобы
был возможен самозапуск особо ответственных потребителей
394
Режимы работы и допустимая продолжительность перерыва в электроснабжении основных электропотребителей
некоторых типов ГПА с газотурбинным приводом

Оборудование	Тип ГПА											
	ГТК 10-2			ГТН-9			ГТК-16			ГТК-25		
	Мощ- ность, кВт	Ре- жим рабо- ты	Допу- стимое время переры- ва в электро- снаб- жении, с	Мощ- ность, кВт	Ре- жим рабо- ты	Допу- стимое время переры- ва в электро- снаб- жении, с	Мощ- ность, кВт	Ре- жим рабо- ты	Допу- стимое время переры- ва в электро- снаб- жении, с	Мощ- ность, кВт	Ре- жим рабо- ты	Допу- стимое время переры- ва в электро- снаб- жении, с
Пусковой маслона- сос	40	п	-	55	п	-	75	п	-	37	п	-
Маслонасос уплот- нений	55	д	0-5	-	-	-	-	-	-	30	п	-
Вентилятор турби- ны	30	д	60	22	д	60	30	д	60	30	д	60
Воздушные холо- дильники масла	40	д	5	12x5,5	д	5	12x5,5	д	15	12x5,5	д	5
Маслофильтры	2x1,1	д	60	3	д	60	3	д	60	3	д	60
Приточная венти- ляция	3	д	60	3	д	60	3	д	60	3	д	60
Вытяжная вентиля- ция	4,4	д	60	4,4	д	60	4,4	д	60	4,4	д	60
Щиты КИПиА	15	д	0	15	д	0	15	д	0	15	д	0
Компрессия воз- духа	22	п	60	22	п	60	22	п	60	22	п	60
Аварийная венти- ляция	22	п	-	22	п	-	22	п	60	22	п	60
Пожарный насос Примечание.	28  I - пер!	п  юдичес	кий режи	28  и работы	п  , д -	длительны	28  т режим	п  работт	I.	28	п	
(электродвигателей маслонасосов уплотнений, имеющих пос-
тоянный момент сопротивления), насосы оборудуют специаль-
ным устройством - блоком клапанов.

При пуске насос набирает максимальную скорость посте-
пенно, по мере закрытия пускового клапана, входящего в
состав блока клапанов. Длительность закрытия клапана регу-
лируется в пределах 2-15 с, что больше длительности пуска
электродвигателя, поэтому в период пуска насос потребляет
небольшую мощность. После закрытия пускового клапана дав-
ление масла становится равным противодавлению газа в нагне-
тателе, при этом насос загружается полностью.

Таким образом, для электродвигателей маслонасосов уплот-
нений (МНУ), являющихся особо ответственными потребите-
лями, оказывается возможным успешно осуществить самозапуск
при тех же остаточных напряжениях, что и для электродвига-
телей с вентиляторным моментом сопротивления. Естественно,
что в самозапуске после перерыва питания должны участво-
вать только те винтовые насосы, на которых открыт пуско-
вой клапан. Это могут быть или резервные, или рабочие
винтовые насосы, если они включались с выдержкой времени,
достаточной для открытия пускового клапана (до 8 с). Винто-
вые насосы с закрытым пусковым клапаном не должны участво-
вать в самозапуске, так как они не только не смогут развер-
нуться сами, но и будут тормозить самозапуск остальных дви-
гателей, потребляя повышенный ток и снижая напряжение на
шинах.

Большинство приемников КС, за исключением системы
КИПиА, допускают кратковременный перерыв в электроснаб-
жении. Например, допустимое время перерыва в электроснаб-
жении маслонасосов уплотнений колеблется в пределах от не-
скольких секунд до 5 мин и зависит от функционирования ав-
томатики, объема масла в аккумуляторе, состояния уплотнений
ГПА. В зависимости от сочетания различных условий допусти-
мое время перерыва в электроснабжении МНУ может быть как
фиксированной, так и случайной величиной.

Единичная мощность электропотребителей КС находится в
пределах от нескольких до десятков киловатт. В табл. 12.4
приведены сведения о мощности потребителей компрессорного
цеха с пятью агрегатами ГТК-10-2 (Сх11 -4+1).

На КС современных магистральных газопроводов, транспор-
тирующих газ из Западной Сибири, число рабочих ГПА может
быть в 1,5-2 раза больше принятого. Так, на КС газопровода
Уренгой - Ужгород в среднем работают шесть ГПА. При этом
нагрузка особо ответственных электропотребителей может пре-
396
Табл иц а 12.4

Ответственные потребители электроэнергии КС с пятью агрегатами
ГТК-10-2

Электроприемник	Число агрегатов	Мощность, кВт
Система КИПиА  Машинный зал:  насос уплотнений  вентилятор турбины  воздушный холодильник масла  вентиляция  пожарный насос  Примечание. В числителе указано чис; мощность их электроприемников, в знаменат резервных.	4/1  4/1  4/1  3  1  ю работающих  еле - число	15  160/40  120/30  160/40  9,6  28  агрегатов и и мощность

вышать тысячу киловатт. Таким образом, в электрической об-
щестанционной нагрузке КС преобладают асинхронные двига-
тели. Нагрузка КС достаточно постоянна в течение суток, зна-
чение ее ограничено 2-2,5 тыс. кВт, причем мощность особо от-
ветственных потребителей компрессорного цеха редко превы-
шает 1 тыс. кВт.

12.5.	ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ
СТАНЦИЙ

На компрессорных станциях магистральных газо-
проводов с электрическим приводом центробежных нагнетате-
лей установленная мощность потребителей электроэнергии мо-
жет достигать 100 МВт и более. Питание этих потребителей
обеспечивается понижающей подстанцией, сооружаемой вбли-
зи КС и получающей электроэнергию от энергосистемы обыч-
но при напряжении 110 или 220 кВ при помощи воздушных
линий электропередачи. Пропускная мощность каждой линии
должна соответствовать мощности, потребляемой КС. Линии
необходимо прокладывать на отдельных опорах и присоеди-
нять к разным, не зависящим друг от друга секциям распреде-
лительного устройства энергосистемы.

Применяются следующие схемы подключения подстанций
электроприводных КС (рис. 12.7):

1)	схема подстанции КС, подключаемой ответвлениями к
двум цепям распределительной воздушной линии (ВЛ) напря-
а

б

Рис. 12.7. Схемы подстанций электроприводных КС

д

жением 110-220 кВ, без транзита энергии через подстанцию
(рис. 12.7, ф);

2)	схема подстанции, подключаемой шлейфом ВЛ, имеющей
двухстороннее питание (рис. 12.7,  );

3)	схема опорной подстанции, подключаемой шлейфом двух
ВЛ, по которым осуществляется транзит энергии (рис. 12.7,
,);

4)	схема опорной подстанции с шестью ВЛ.

Также используют следующие схемы: две рабочие и обход-
ная системы шин (рис. 12.7, „), трансформатор шины с полу-
торным присоединением линий (рис. 12.7, %). Кроме того, при-
меняют схемы: двойной мостик, двойная система шин секцио-
нированная одним или двумя выключателями. При установке
трех трансформаторов используют схемы, обеспечивающие ра-
боту не менее двух трансформаторов при отключении одной из
линий или системы шин.

Понижающие подстанции КС выполняются тупикового
типа, т.е. рассчитанные в основном на питание данной КС и
эксплуатируемые персоналом КС, а также типа районной
подстанции, рассчитанные на питание не только данной КС,
но и других потребителей и передаваемые после окончания
строительства в эксплуатацию энергосистеме.

На подстанциях тупикового типа щитовой блок подстанции
совмещен с главным щитом управления КС. Распределитель-
ное устройство (РУ) 6 (10) кВ здесь содержит только ячейки,
необходимые для питания потребителей КС. На подстанциях
типа районной щитовой блок совмещается с РУ 6 (10) кВ под-
станции, а ячейки 6 (10) кВ, относящиеся к потребителям КС,
выделяются из РУ подстанции и комплектуются в самостоя-
тельный блок РУ 6(10) кВ КС.

В схеме подстанции тупикового типа (рис. 12.8) распреде-
лительное устройство 110 (220) кВ имеет два ввода. На под-
станции устанавливают не менее двух силовых трансформато-
ров 110 (220)/6 (10) кВ мощностью от 15 до 63 МВ-А, обеспе-
чивающих питание полной нагрузки КС и 100 % резерва. При-
меняют также схему блока линия - трансформатор. В этом
случае силовые трансформаторы присоединяют на стороне
110(220) кВ к питающим линиям через разъединители и отде-
лители. Возможность питания обоих трансформаторов от од-
ной линии 110(220) кВ обеспечивается установкой перемычки,
содержащей разъединители.

Рис. 12.8. Принципиальная схема подстанции тупикового типа
Схема с выключателями высокого напряжения и релейной
защитой на вводах 110 (220) кВ и секционным выключателем
на шинах 110(220) кВ более маневренна. Она позволяет пере-
водить питание подстанции с одной линии на другую и пере-
водить питание любого трансформатора с одной линии на дру-
гую без перерыва в электроснабжении. Схему с отделителями
и короткозамыкателями в условиях Сибири и высокоширотных
регионов с низкой температурой воздуха не применяют.

Для уменьшения токов короткого замыкания практикуется
применение трансформаторов 110 (220)/6 (10) кВ с расщеп-
ленной вторичной обмоткой. В этом случае каждая из вторич-
ных обмоток присоединяется к двум секциям шин 6 (10) кВ;
число таких секций равно четырем (рис. 12.9). Главные транс-
форматоры обычно снабжают дифференциальной токовой за-
щитой мгновенного действия, максимальной токовой защитой
от коротких замыканий с выдержкой времени, токовой защитой
от перегрузки с действием на сигнал, газовой защитой, темпе-
ратурной сигнализацией.

Существенно хуже схемы, в которых используется последо-
вательное включение трансформаторов с расщепленными реак-
торами. Наличие дополнительной реактивности в виде расщеп-
ленного реактора ухудшает, а при определенных условиях не
дает возможности осуществлять самозапуск КС.

Трансформаторы 6 (10)/0,4 кВ для питания потребителей
собственных нужд мощностью 400-630 кВ-А и выше обычно
снабжают максимальной токовой защитой от коротких замыка-

110(220) кВ	110(220) кВ

III секция	IV секция

Рис. 12.9. Схема питания потребителей КС от трансформаторов с расщепленной
вторичной обмоткой
ний, действующей без выдержки времени, токовой защитой от
перегрузки с выдержкой времени, иногда токовой защитой от
замыканий на землю.

Трансформаторы меньшей мощности часто защищают плав-
кими предохранителями. На линиях этих трансформаторов в
этих случаях вместо выключателей высокого напряжения уста-
навливают выключатели нагрузки.

На понижающей подстанции типа районной установлены
трехобмоточные трансформаторы 110/35/6 кВ. Посторонние
потребители (кроме потребителей КС) питаются при напря-
жении 35 и 6(10) кВ. Для всех уровней напряжения предусмо-
трена двойная система шин. Конструктивно распределитель-
ные устройства 110 и 35 кВ открытого типа выполняются с по-
мощью гибкой ошиновки. Подвеска ошиновки и установка аппа-
ратуры осуществляются на сборных железобетонных конструк-
циях, иногда на стальных. Распределительные устройства
6 (10) кВ закрытого типа выполнены путем набора из ком-
плектных шкафов типа КРУ. Электроприводные КС чувстви-
тельны к кратковременным перерывам электроснабжения. Да-
же при исчезновении питания на незначительное время, ис-
числяемое десятыми долями секунды, двигатели снижают час-
тоту вращения и восстановить ее уже не могут, поэтому отклю-
чаются действием специальной защиты.

Последующее восстановление работы компрессорных стан-
ций осуществляет эксплуатационный персонал вручную, на
что требуется значительное время, а также дополнительные за-
траты энергетических ресурсов.

На период повторного запуска вручную КС фактически вы-
падает из работы газотранспортной системы, что снижает ее
пропускную способность. Для обеспечения непрерывной рабо-
ты КС с электроприводом необходимо обеспечить автоматичес-
кий пуск под нагрузкой заторможенных электродвигателей
ГПА при повторном появлении напряжения на их зажимах,
т.е. обеспечить самозапуск.

Смысл режима самозапуска сводится к следующему: после
кратковременного исчезновения напряжения в питающей элек-
трической системе двигатели не отключатся “по указанию”
аварийной автоматики газоперекачивающих агрегатов, а оста-
ются в работе. При исчезновении напряжения электродвигате-
ли продолжают вращаться (выбегать), снижая частоту враще-
ния. За время кратковременного перерыва питания двигателей
теряется до 30 % частоты вращения, т.е. если в нормальном до-
аварийном режиме у них была частота вращения 3000 об/мин,
то к повторному появлению напряжения у них еще сохрани-
Рис. 12.10. Зависимость угла 0 синхронных двигателей от коэффициента
загрузки а 3 по активной мощности и коэффициента мощности:

I - со8ф = 1; I I - со8ф = 0,9 (опережающий)

лось 70 % частоты вращения. Это важное обстоятельство ис-
пользуют при самозапуске. Очевидно, что легче восстановить
работу с 70%-ной частотой вращения, чем полностью останов-
ленной машины. Токи двигателя при самозапуске оказываются
меньше, так как машина вращается и нужен меньший момент,
чтобы восстановить частоту вращения до нормальной по срав-
нению с пуском от неподвижного состояния. Следует заметить,
что агрегат запускают на холостом ходу, самозапуск же осуще-
ствляют под нагрузкой, так как в этом случае компрессор про-
должает “качать газ” и на выбеге, т.е. после исчезновения на-
пряжения. После появления напряжения агрегат или достиг-
нет нормальной частоты вращения (успешный самозапуск),
или не сможет это сделать, “застрянет” на промежуточной ча-
стоте вращения (самозапуск не успешен) и через 5-10 с будет
отключен защитой электродвигателя.

На КС применяют синхронные двигатели (СД). Несмотря
на то что СД имеют опережающий номинальный коэффициент
мощности созф = - 0,9, энергосистемы обычно не могут исполь-
зовать возможности синхронных двигателей КС для регулиро-
вания перетоков реактивной мощности и уровней напряжения
питающего сети по следующим причинам:

энергосистема не может распоряжаться реактивной мощ-
ностью потребителя, режим которого связан с технологическим
процессом транспорта газа;

никаких гарантий поддержания заданного перетока реактив-
ной мощности в узлах энергосистемы потребитель дать не мо-
жет. Поэтому энергосистемы, как правило, не привлекают уз-
лы нагрузки для поддержания уровней напряжений в узлах
энергосистемы и требуют работы СД с со8ф = 1 или с неболь-
шим индуктивным созф. Это в свою очередь влияет на устойчи-
вость работы СД. Исследования, проводимые в РГУ НГ им.
И.М. Губкина, показывают, что работа СД с со8ф = 1 приводит
к увеличению внутреннего угла нагрузки машины в среднем на
50 % по сравнению с емкостным режимом (со8ф = - 0,9).

На рис. 12.10 приведена зависимость угла 0 от коэффициен-
та загрузки а3 и созф. С увеличением угла 0 ухудшается стати-
ческая и динамическая устойчивость СД. При изменении со8ф
от опережающего 0,9 до 1 условия динамической устойчивости
ухудшаются вследствие приближения угла 0 к 90°.

Однако исследования показали, что устойчивая работа СД
при со8ф = 1 возможна с учетом применения автоматических
регуляторов и форсирования возбуждения.

12.6.	СТРУКТУРА И СХЕМНЫЕ РЕШЕНИЯ
СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ГАЗОТУРБИННЫХ КОМПРЕССОРНЫХ
СТАНЦИЙ

Схемы электроснабжения компрессорных станций
с газотурбинными установками разрабатываются с учетом осо-
бенностей электропотребителей, а также с учетом конкретных
особенностей размещения рассматриваемых объектов и усло-
вий их эксплуатации. В качестве источников питания газотур-
бинных КС используются линии электропередачи от энергоси-
стемы, электростанции собственных нужд с агрегатами, рабо-
тающими на газовом или дизельном топливе. Параметры ди-
зельных и газомоторных агрегатов, применяемых в СЭС КС,
приведены в табл. 12.5.

Источники питания КС могут находиться в рабочем режиме
(рабочий или основной источник), использоваться в качестве
нагруженного или ненагруженного резерва, выполнять функ-
ции аварийного резерва. Рабочий и резервные источники пи-
тания рассчитываются на полную мощность КС, т.е. каждый
из них способен обеспечить нормальный технологический про-
Таблица 12.5

Основные параметры электростанций, применяемых на КС

Тип электростан- ции	Номинальная мощность, кВт	Номинальное напряжение, кВ	Время пуска, мин	Топливо
АС-814	500	0,4	0,5	Дизельное
АС-804	630	0,4	0,5	
КАС-630	630	0,4	0,3	
ДГ-73	630	0,4 или 6,3	1	Газ
11ГД-100	1000	6,3	1	Дизельное
11ГД-100М	1000	6,3	1	Газ
ЭД-ЮООС	1000	6,3	1	Дизельное
ПАЭС-2500	2500	6,3	5	Газ

цесс КС. Основное назначение аварийного источника - под-
держивать работу ответственных электроприемников КС в
течение не менее 1,5 ч и при необходимости вынужденную
нормальную остановку ГПА, если питание от основного или
резервного источника не восстановлено.

Из применяемых агрегатов для электростанции КС,
используемой как основной или резервный источник, наиболее
подходящими являются передвижные автоматизированные
установки ПАЭС-2500. Они выполнены на базе авиационных
двигателей, легко транспортируются, не требуют охлаждаю-
щей воды. Недостаток ПАЭС-2500 - малый моторесурс, однако
в настоящее время ведутся работы по совершенствованию
агрегата. Ранее применявшиеся электростанции с генера-
торами мощностью 630 и 1000 кВт для современных станций
менее эффективны. Это объясняется прежде всего тем, что
возросла установленная мощность КС. Поскольку генераторы
очень чувствительны к перегрузкам и должны работать с
нагрузкой 50-70 %, возрос и уровень их единичной номи-
нальной мощности. Кроме того, при установке генераторов
единичной мощностью 630 кВт невозможно обеспечить
надежное и селективное отключение поврежденных участков
сети 0,4 кВ и трансформаторов 6(10) кВ в минимальном режи-
ме при работе одного генератора. Это объясняется небольшими
токами короткого замыкания и тем, что защитные аппараты
агрегатных щитов станций управления (АЩСУ), от которых
зависят выбор и согласование последующих защит в сети,
включая защиты генераторов, однозначно определяются
нагрузкой АЩСУ, а не мощностью генераторов. Поэтому
генераторы мощностью 630 кВт и менее применять в качестве
рабочих и резервных источников не рекомендуется.

В качестве аварийных источников наибольшее распрост-
ранение получили отечественные агрегаты АС-804 и АС-814, а
также новые агрегаты КАС-630. Время запуска этих агрегатов
из холодного состояния - около 30 с.

Анализ работы действующих КС показывает, что значитель-
ная часть вынужденных остановок ГПА объясняется тем, что
при проектировании и эксплуатации газотурбинных КС не
учитывалась специфика их систем электроснабжения. Основ-
ная особенность заключается в том, что режим работы КС ха-
рактеризуется стабильностью и непрерывностью технологичес-
кого процесса, определяемого режимом работы газопровода в
целом, а это требует безотказности и ремонтопригодности элек-
трической схемы.

Специфика электроснабжения КС связана с тем, что для
электрических схем газотурбинных КС характерно многообра-
зие схемных решений на стороне напряжений выше 1000 В. В
качестве рабочих источников питания используются: линии
электропередачи (ЛЭП) напряжением 35-110 кВ от энергосис-
темы с последующей трансформацией электроэнергии на на-
пряжение 6(10) кВ; электростанции собственных нужд с газо-
турбинными или дизельными установками; генераторы на валу
ГПА, ЛЭП и электростанции собственных нужд (ЭСН) могут
использоваться и как резервные источники. Очень часто КС,
расположенные в северных районах страны, сначала питаются
только от собственной электростанции. С развитием энергоси-
стемы появляется возможность осуществлять питание от нее
по ЛЭП. При этом в очень широких пределах изменяются то-
ки короткого замыкания на шинах распределительных уст-
ройств КС.

Следующая особенность связана с тем, что на газотурбин-
ных КС используются аварийные источники питания. Это
предъявляет дополнительные требования как к устройствам ав-
томатики и управления самого аварийного генератора, так и
к уставкам автоматических защит в связи с изменением токов
КЗ.

При использовании собственных электростанций электри-
ческая система КС по сути дела образует локальную мини-
энергосистему с характерными быстропротекающими переход-
ными процессами.

Еще одной особенностью является необходимость учитывать
особые условия применения общепромышленного электрообору-
дования систем электроснабжения в условиях КС.

С учетом особенностей электропотребителей и систем элек-
троснабжения схемы последних должны удовлетворять ряду
общих требований.
1.	Система электроснабжения КС должна состоять не менее
чем из двух подсистем с вводами от независимых источников
питания (см. ПУЭ § 1.2.10). Каждая подсистема состоит из
вводов высокого напряжения; главных понижающих трансфор-
маторов; секций распределительных устройств РУ 6 (10) кВ;
понижающих трансформаторов 6 (10)/0,4 кВ; щитов 0,4 кВ,
питающихся непосредственно от трансформаторов; вторичных
сборок, питающихся от основных щитов. Подсистемы могут ра-
ботать раздельно или параллельно, т.е. иметь связь, отключа-
ющуюся автоматически при аварии в одной из подсистем.
Каждая из подсистем должна обеспечивать полную нагрузку, а
также самозапуск двигателей ответственных механизмов.

2.	Основными источниками питания КС, как правило,
являются ЛЭП от подстанций энергосистем. При наличии
только одной собственной электростанции роль независимых
источников выполняют разные секции сборных шин. При
наличии ЭСН и связи с системой сборные шины генера-
торов являются одним источником питания, шины питаю-
щихся от системы - другим. Электрическая система КС
должна предусматривать возможность ее расширения и
подключения внешнего ввода от системы (если первоначально
его не было).

3.	Для газотурбинных КС необходимо предусмотреть уста-
новку аварийного источника с автоматическим отключением не-
ответственных потребителей с помощью устройств автоматиче-
ской частотной разгрузки (АЧР) и защиты минимального на-
пряжения, а также автоматическим запуском и включением для
питания особо ответственных потребителей. На случай потери
переменного напряжения питание КИПиА должно быть обес-
печено от аккумуляторной батареи.

4.	В соответствии с изложенным рекомендуется структура
электрической схемы КС, приведенная на рис. 12.11. В схему
должны быть включены АВР со стороны высокого и низкого
напряжений. При наличии собственной электростанции необ-
ходимо предусмотреть автоматическую быструю разгрузку
(АБР), АЧР и защиту минимального напряжения на стороне
6,3 и 0,4 кВ - для отключения неответственной нагрузки при
выходе из строя одного из параллельно работающих агрегатов
или при аварийном снижении их мощности. При наличии
ЭСН и связи с энергосистемой должна быть предусмотрена
делительная защита (ДЗ) на случай параллельной работы
генераторов и системы; необходимо обеспечить также возмож-
ность синхронизации на выключателе, связывающем обе под-
системы, и на выключателе связи с системой. Кроме того,
Рис. 12.11. Структура схемы электроснабжения газотурбинной КС:

айё - линия электропередачи; йёр - электростанция собственных нужд;
Аб ё - автоматическая частотная разгрузка; р <, ?ёС - защита
минимального напряжения соответственно без выдержки и с выдержкой
времени; АСё - автоматическое включение резерва; ё Ср и ё р р -
подсистемы напряжением выше и ниже 1000 В; ё ё и р ё - ответственный и
неответственный потребитель; „ё фа - секционный выключатель с защитой;
фа - выключатель с защитой; Афа ё - аварийный источник питания

должно быть предусмотрено автоматическое отключение гене-
ратора при остановке его первичного двигателя.

5.	Электрическая схема КС должна быть гибкой и предусма-
тривать как возможность расширения и подключения внешнего
ввода от энергосистемы, так и использование различных экс-
плуатационных, ремонтных и аварийных режимов.
Подробнее работу систем электроснабжения газотурбинных
КС целесообразно рассмотреть на конкретных примерах. Если
КС питается только от ЭСН, оборудованной мощными (свыше
1000 кВт) генераторами, то применяется схема, приведенная
на рис. 12.12.

На каждую из секций 6 (10) кВ генераторных шин подклю-
чается не менее двух генераторов (Е1-Е4 - основные генера-
торы). От этих шин отходят фидеры к КТП компрессорных
цехов и АВО газа, а также питается сторонняя нагрузка §
(жилой поселок, катодная защита, водозабор и пр.). Каждая
секция шин 0,4 кВ КТП цехов делится на две полусекции; от
одной питается ответственная нагрузка цеха, от другой - неот-
ветственная § 1. Рассмотрим режимы работы схемы.

Параллельная работа подсистем. Секционный выключатель
ё<5 включен, секционные автоматы ёА и неавтоматические вы-
ключатели § 5 отключены, на каждую из секций 6 (10) кВ ра-
ботает по одному генератору с загрузкой 50-70 %. При повреж-
дении одного из генераторов или его двигателя срабатывает за-
щита генератора или защита двигателя а1\1 и отключается вы-
ключатель этого генератора; оставшийся в работе генератор
принимает на себя нагрузку поврежденного. Если при этом
возможно опасное увеличение нагрузки на генератор, приводя-
щее к остановке его газового двигателя, то вводится в действие
автоматика быстрой разгрузки, отключающая одновременно с
отключением выключателя генератора часть или всю неответ-
ственную нагрузку и АВО газа. Увеличение нагрузки, не при-
водящее к остановке газовых двигателей, но вызывающее опас-
ное снижение частоты, ликвидируется автоматической частот-
ной разгрузкой.

Если выключатель поврежденного генератора не отключил-
ся или повреждена секция 6 (10) кВ, то от первой ступени
максимальной токовой защиты генератора отключается секци-
онный выключатель ё 5. Питание отключившейся подсистемы
восстанавливается устройством А(^ё со стороны 0,4 кВ. При
этом срабатывает защита минимального напряжения с выдерж-
кой (§ < 5) или без выдержки времени, отключая неответст-
венную нагрузку, облегчая этим самозапуск ответственных ме-
ханизмов и уменьшая наброс нагрузки на генератор. Все ко-
роткие замыкания на отходящих от генераторных шин линиях
отключаются быстродействующими токовыми отсечками. На вы-
ключателях сторонней нагрузки § , от которых отходят воз-
душные линии, устанавливаются устройства однократного
Аё ?.

При повреждении одного из трансформаторов КТП цеха он
Г1 \АЧР\

Г2

ГЗ

Г4

Рис. 12.12. Система электроснабжения КС с мощными генераторами
отключается защитой, а питание обесточившейся секции шин
0,4 кВ восстанавливается действием А5ё со стороны 0,4 кВ. В
случае отказа этого А<5ё питание должно восстанавливаться от
аварийного дизель-генератора. Перед срабатыванием А5ё ава-
рийной станции АС-814 секция 0,4 кВ разгружается от неот-
ветственных потребителей защитой минимального напряжения
для облегчения самозапуска особо ответственных потре-
бителей.

При повреждении одной из секций 0,4 кВ и неуспешном
срабатывании А5ё секционного автомата и А5ё АС-814 прихо-
дят в действие технологические А$ё особо ответственных ме-
ханизмов, обеспечивая работу дублирующих механизмов от не-
поврежденной секции.

В случае исчезновения напряжения в подсистемах срабаты-
вает А$ё АС-814, обеспечивая питание особо ответственных
потребителей. Неответственные потребители отключаются
предварительно защитой минимального напряжения. Перегруз-
ки аварийного дизель-генератора, возможные при включении в
работу части неответственной нагрузки оперативным персона-
лом и сопровождающиеся снижением частоты, предотвращают
устройством Аб ё , установленным со стороны 0,4 кВ.

Раздельная работа подсистемы. В этом режиме секцион-
ный выключатель СВ на стороне 6 (10) кВ отключен. Напря-
жения в подсистемах несинхронны. Поэтому оперативные пе-
реключения производятся либо с перерывом питания, либо с
предварительной синхронизацией подсистем на секционном
выключателе 6(10) кВ; для этого на нем предусматривается ус-
тройство синхронизации ё I . Токи короткого замыкания в раз-
дельном режиме меньше, чем в параллельном, что снижает на-
дежность защит. Однако в ряде случаев, например при неус-
тойчивой параллельной работе генераторов или их разной на-
дежности, этот режим наиболее предпочтителен.

При повреждении одного из генераторов или его двигателя
срабатывает защита, отключая выключатель генератора, после
чего устройство АВР включает секционный выключатель
6 (10) кВ, подключая лишившуюся питания секцию к рабо-
тающему генератору другой секции. Если необходимо, вводится
в действие автоматика быстрой разгрузки

При коротком замыкании на секции генераторных шин
генератор отключается максимальной токовой защитой, а затем
схема АС^ё включает секционный выключатель. Если повреж-
дение не устранилось в течение бестоковой паузы, то сек-
ционный выключатель отключается первой ступенью защиты
генератора, работающего на неповрежденную секцию, а затем
410
срабатывает А(^ё со стороны 0,4 кВ, обеспечивая питание
нагрузки цеха.

Если напряжение на секции исчезло, но выключатель гене-
ратора включен, например при остановке двигателя генератора
или отказа защит, то схема А(?ё, пришедшая в действие от пу-
скового органа минимального напряжения (§ <), отключает с
выдержкой времени (5) выключатель генератора и включает
секционный выключатель. В том случае, если выключатель по-
врежденного генератора не отключился из-за отказа привода
выключателя, то А<5ё секционного выключателя 6 (10) кВ не
работает, но срабатывает А5ё со стороны 0,4 кВ.

В случае снижения частоты в одной из подсистем срабаты-
вает Аб ё со стороны 6(10) и 0,4 кВ, разгружая подсистему от
неответственных потребителей и А()ё газа. Если снижение
частоты не прекратилось, то приходит в действие пусковой ор-
ган Аё со стороны 6 (10) кВ, в котором пуск по напряжению
дополнен пуском по частоте (б <), отключая поврежденный
генератор и включая секционный выключатель.

Если на собственной электростанции устанавливаются гене-
раторы мощностью 630-1000 кВт, то дополнительно применяют
другие, более мощные источники энергии, например ПАЭС-
2500. В этом случае схема выполняется из трех секций шин
6 кВ (рис. 12.13). К I секции подсоединяются стационарные
агрегаты мощностью 630-1000 кВт, служащие для покрытия на-
грузки компрессорных цехов. К II и III секциям подсоединяют-
ся по одной ПАЭС, на которые подключаются АВО газа и про-
чие нагрузки. Одна из ПАЭС, как правило, находится в резер-
ве или ремонте.

Схемы сети 0,4 кВ более стабильны и более унифицирова-
ны - независимы от схем высокого напряжения. В рассматри-
ваемом случае схема со стороны 0,4 кВ выполнена аналогично
схеме, приведенной на рис. 12.12, и поэтому на рис. 12.13 не
показана.

Схема электростанции допускает параллельную и раздель-
ную работу подсистем.

Параллельная работа подсистем. Секционный выключатель
ё <51 включен, все секционные автоматы ёА и неавтоматичес-
кие выключатели в сети 0,4 отключены. При выходе из строя
одного из генераторов мощностью 630-1000 кВт его нагрузку
принимает ПАЭС. При выходе из строя ПАЭС автоматика быс-
трой разгрузки отключает всю неответственную нагрузку и
АВО газа, а генераторы продолжают работать на цех. При ко-
ротком замыкании на шинах 6 кВ одной из подсистем они раз-
деляются на секционном выключателе ё 51 с последующим
ПАЭС-2500	ПАЭС-2500

Генераторы 630-1000 кВт

СВ2

[ачР1 Т

I ГсГ

Секция 1П ~^д

6-10 кВ

[Тур] [Тур]

П ПИПИ
Т | Н<Р|Т\АБР\
\абр\

[дур]

ПР?<л1

[дур]

Т [й<й]
\АБР\

---V-------' Н '----------,----'

КТП цеха	КТП АВОгаза

П

Рис. 12.13. Электрическая схема электроснабжения КС с генераторами мощ-
ностью 630—1000 кВт и ПАЭС-2500

действием противоаварийной автоматики. Оперативные пере-
ключения в сети 0,4 кВ производят без перерыва питания, так
как напряжения в подсистемах синхронны.

Раздельная работа подсистем. Секционный выключатель
ё <51 отключен, отключены и секционные автоматы ёА и неав-
томатические выключатели в сети 0,4 кВ.

При выходе из строя генераторов I секции, покрывающих
нагрузку цеха, срабатывает А<5ё ё 51 и нагрузка цеха прини-
мается ПАЭС. Наброс нагрузки на ПАЭС не превышает допус-
тимый. Если все же частота уменьшится, то Аб ё отключит
часть потребителей.

При выходе из строя ПАЭС-2500 срабатывает устройство ав-
томатической быстрой разгрузки или защита минимального на-
пряжения с выдержкой времени (§ < 5), разгружая вторую
подсистему от неответственных потребителей, затем срабаты-
вает А<5ё ё 51, подключая нагрузку цеха к генераторам I сек-
ции. Нагрузка на эти генераторы не превышает допустимой,
так как в предаварийном режиме генераторы работали с на-
грузкой 50-70 %. Если все же частота снизится, то сработает
Аб ё.

Схема питания КС от собственной электростанции с гене-
раторами 2000 кВт и ЛЭП от энергосистемы приведена на рис.
12.14.

При использовании генераторов мощностью 630-1000 кВт
применяется трехсекционная схема (рис. 12.15). На I секцию
412
Генераторы 2000 кВт

/ Энерго- \

\ система,' \ачр\

ДЗ
Сх

Секция II
6-10 кВ

\ачр\
[й<ё]
\АБР\
\АП%

\АЧР\

□ га □

\абр\

[АЧР\

\абр\

\АП%

Н КТП цеха	КТП	АВО газа	Н

Рис. 12.14. Электрическая схема электроснабжения КС с генераторами
мощностью 2000 кВт при наличии ввода от энергосистемы

Генераторы 630-1000 кВт

|я<ё| □

। Энерго- \
\ система,'

1 И

М |я<в|

ПАЭС-2500

ГсЯ ГсЯ ГсЯ

Секция I____ _

Сх

Сх

Сх

1ачр1

1апв1

Секция II

О

Сх

Ж

[ачр\

И

Секция III

КТП цеха

\ачр\

1И

ГП7р| \ачр\

Н '-------*----' Н

КТП АВО газа



Рис. 12.15. Электрическая схема электроснабжения КС с генераторами
мощностью 630—1000 кВт с вводом от энергосистемы и от ПАЭС-2500

подключаются генераторы, на II секцию - ввод от системы, на
III секцию - ПАЭС-2500. Нагрузки АВО газа и неответст-
венных потребителей отделены от генераторов и нормально
питаются с шин ввода от энергосистемы или при выходе его
из строя - от ПАЭС-2500.

К особенностям этих схем относятся: применение делитель-
ной защиты (1\1 а) на выключателе связи с системой на случай
параллельной работы электростанции с системой; выполнение
автоматики быстрой разгрузки при отключении выключателя
связи с системой или ПАЭС с целью предотвращения опасного
наброса нагрузки на генераторы I секции; выполнение
устройств синхронизации не только на выключателях генера-
торов и секционном ё 51, но и на выключателе связи с систе-
мой.

Схема допускает параллельную и раздельную работу подси-
стемы. Для синхронизации напряжений подсистем, работав-
ших раздельно, перед срабатыванием секционного выключате-
ля предусмотрена работа устройства синхронизации (ё I ).

При наличии двух независимых вводов от энергосистемы
используется схема, показанная на рис. 12.16. Противоаварий-
ная автоматика со стороны высокого напряжения значительно
упрощается и состоит из устройств А5ё, защиты минимально-
го напряжения, Аё 5 на воздушных линиях электропередачи.
Защита минимального напряжения здесь служит только для
облегчения самозапуска ответственных потребителей путем от-
ключения неответственных.

Схемы сети 0,4 кВ газотурбинных КС унифицированы и
не зависят от вида источника внешнего электроснабжения.
Рассмотрим основные принципы построения. К основному

Рис. 12.16. Электрическая схема электроснабжения КС с питанием от
энергосистемы
щиту 0,4 кВ нецелесообразно подключать большое число элект-
роприемников, так как они снижают его надежность. К основ-
ным секциям щита 0,4 кВ подключаются электродвигатели
большой мощности (более 55 кВт). Электродвигатели малой
мощности (до 10 кВт) следует подключать к вторичным сбор-
кам. Мелкие и неответственные электроприемники подключа-
ются к третичным сборкам, обладающим наименьшей надежно-
стью.

Электродвигатели ответственных механизмов одного назна-
чения, имеющих технологический резерв, необходимо питать с
разных секций щита 0,4 кВ или от двух вторичных сборок,
имеющих по одному вводу от разных секций щита 0,4 кВ. От-
ветственные электродвигатели и другие электроприемники, не
имеющие технологического резервирования, подключаются в
зависимости от их мощности либо к основным секциям щита
0,4 кВ, либо ко вторичным сборкам, имеющим два ввода с уст-
ройством АВР между ними.

Для удобства обслуживания питание всех потребителей
каждого ГПА обычно осуществляется с индивидуальных агре-
гатных сборок. Агрегатный щит станции управления разбива-
ется на две секции, питающиеся от разных секций основного
щита 0,4 кВ. Для обеспечения селективности защит на отходя-
щих от щита линиях питания АЩСУ устанавливаются селек-
тивные автоматы, а на вводах и между секциями АЩСУ приме-
няются неавтоматические выключатели. Такая радиальная схе-
ма питания имеет ряд преимуществ. Она удобна в эксплуата-
ции, легче поддается унификации.

Схемные решения в сети 0,4 кВ в значительной степе-
ни зависят от возможностей применяемых в этих сетях защит-
ных аппаратов автоматических выключателей и предохрани-
телей.

Например, при питании от основного щита 0,4 кВ
кабельными линиями последовательно нескольких сборок с
двигателями большой или средней мощности обычно не удается
обеспечить необходимую чувствительность защиты
магистралей (особенно при электроснабжении от маломощных
источников питания) из-за необходимости ее отстройки от
токов пуска и самозапуска электродвигателей. Поэтому на
современных КС магистральная схема питания применяется
только при небольших нагрузках сборок и для мелких
электродвигателей (см. рис. 12.12 - ЩСУ2, ЩСУЗ).

Следует отметить, что применение радиальных схем
подключения сборок, как правило, не приводит к значительно-
му перерасходу цветного металла по сравнению с магистраль-
Рис. 12.17. Электрическая схема КС, оборудованной газотурбинными ГПА с
генераторами на валу:

АЕ1, АЕ2 - аварийные генераторы; Е1, Е2 - генераторы на валу ГПА

ными схемами, поскольку в последних приходится исполь-
зовать кабели большого сечения на начальных участках ма-
гистрали.

Электрическая схема КС с ГПА, имеющими генератор на
валу, приведена на рис. 12.17. В частности, такие схемы ха-
рактерны для КС, оборудованных импортными газоперекачива-
ющими агрегатами. В схеме максимально сокращено число про-
межуточных элементов между источником питания и шинами
АЩСУ. В период пуска ГПА питание АЩСУ осуществляется
от энергосистемы или автономного аварийного генератора АГ.
После выхода ГПА на рабочий режим возбуждается его собст-
венный генератор и питание АЩСУ осуществляется с него.
При отказе собственного генератора питание вновь переключа-
ется на внешнюю сеть.
12.7.	ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ
СНИЖЕНИЯ ЭНЕРГОЗАТРАТ
НА ТРАНСПОРТ ГАЗА

Технологическая схема газопроводов, их обору-
дование и параметры выбираются на основе технико-экономи-
ческих расчетов, учитывающих как капитальные вложения,
так и эксплуатационные затраты, в том числе и энергетичес-
кие.

Расход энергии на транспортировку газа (при определен-
ной протяженности и величине расхода газа) определяется вы-
бором диаметра газопровода. Чем больше диаметр труб, тем
меньше расход энергии. Уменьшается число компрессорных
станций, но возрастает стоимость трубы и ее прокладки. На
энергетические затраты и стоимость газопровода оказывает
влияние выбор давления газа на входе в компрессоры и на вы-
ходе из них. При повышении давления нагнетания уменьшают-
ся потери на трение в газопроводе и диаметр трубы, но увели-
чивается толщина стенок труб, а следовательно, и их стои-
мость.

Таким образом, энергетические показатели газопроводов
тесно связаны со стоимостью компрессорных станций и не мо-
гут рассматриваться независимо от выбора всех параметров га-
зопровода. Поэтому рассмотрим только те пути снижения энер-
гозатрат, которые целесообразны вне зависимости от общей
структуры газопровода.

1.	Применение привода нагнетателей с лучшими энергети-
ческими показателями.

2.	Снижение потерь на трение газа о стенки трубопро-
вода.

3.	Рациональная эксплуатация газопровода при колебаниях
его производительности.

4.	Использование побочных (вторичных) энергетических
ресурсов, образующихся на компрессорных станциях.

Как указывалось ранее, выбор типа привода нагнетателей
(электрический или газотурбинный) в значительной мере оп-
ределяется возможностью подключения к электрическим сетям
энергосистемы, стоимостью сооружения системы электроснаб-
жения и др. Применение газовых турбин для КС в основном
определяется тем, что значительная часть магистральных газо-
проводов проходит по малоосвоенным местностям и в районах,
расположенных на значительном расстоянии от энергетичес-
ких систем.
Сравним энергетические показатели газовой турбины и
электропривода.

Энергетический КПД электропривода определяется выраже-
нием

Лэп “ ЛэсПперЛэдЛм’

где г]эс - КПД замыкающей электростанции в энергосистеме;
Лпер - КПД передачи электроэнергии; т]эд - КПД электро-
двигателя; т]м - КПД мультипликатора.

Использование электропривода (по энергетическим показа-
телям) целесообразно, если т]эп > гр т, или

ЛэсЛперЛэдЛм > Лг.т’

где трт - КПД газовой турбины.

Из последнего условия можно получить выражение для со-
поставления энергетического КПД замыкающей электростан-
ции в энергосистеме (или отдельной электростанции) и газо-
вой турбины, при котором использование электропривода оп-
равдано:

ЛперЛмЛэд

Если принять т)пер = 0,85; г)эд = 0,978 и т)м = 0,985, то

п >------Дл------= _Дд_ = 122г)гт.

0,85-0,978-0,985 0,819

Для газотурбинной установки ГТК-25 КПД равен 0,29; сле-
довательно, если т]эс > 1,22-0,29	0,354, то по энергетическим

показателям использование электропривода наиболее целесооб-
разно.

Энергетический КПД газотурбинных установок может быть
значительно повышен при использовании тепла отходящих га-
зов (побочных энергоресурсов).

Однако основное энергетическое преимущество использова-
ния электроэнергии, получаемой от энергетической системы
для привода нагнетателей, по сравнению с газотурбинным
приводом заключается в том, что на электростанциях энергоси-
стем используются низкокачественные угли (в перспективе
атомная энергия), а для газовых турбин - высококачественное
топливо.
Работа, затрачиваемая на транспорт газа, в значительной
мере зависит от температуры газа и шероховатости внутрен-
ней поверхности труб. Поэтому для снижения энергетических
затрат на транспортировку газа по магистральным газопрово-
дам предусматривается охлаждение газа, предназначенного
для транспортировки, до -70 °С, а также использование
газопроводных труб с внутренним покрытием на эпоксидной
основе, значительно снижающим гидравлическое сопротивле-
ние.

К существенным бесполезным затратам энергии ведет за-
грязнение газопроводов различными механическими примесями
и образование гидратов в газопроводах или газовых сетях ком-
прессорных станций.

Поэтому необходимо обеспечить надежную работу устройств
подготовки газа к транспорту, в первую очередь устройств
осушки газа, гарантирующей невозможность образования гид-
ратов.

Магистральные газопроводы проектируют и сооружают в
расчете на их номинальную пропускную способность. Исходя
из нее выбирают тип и число нагнетателей так, чтобы они ра-
ботали в зоне максимального КПД. Между тем пропускная
способность работающего газопровода может изменяться в со-
ответствии с колебаниями количества газа, получаемого для
транспортировки, а также с изменениями потребности потре-
бителей газа, температурных условий и т.д. Эти изменения
можно разделить на две категории: долговременные (в том чис-
ле сезонные) и кратковременные.

Сезонные неравномерности потребления газа компенсиру-
ются путем использования крупных сезонных газохранилищ
(подземных). Тем не менее режим работы компрессорных
станций в зимнее и летнее время различен из-за изменения
температурных условий работы газопровода.

Кратковременные (суточные и недельные) неравномерности
потребления газа компенсируются газгольдерными станциями в
газораспределительных сетях, а также изменением среднего
давления в последующем участке газопровода.

Применяются следующие методы регулирования режимов
работы компрессорных станций:

отключение части нагнетателей. Этот метод применяется
только в случае необходимости значительного изменения
пропускной способности газопровода, которая меняется при
этом скачком; при отключении части агрегатов необходимо вы-
брать отключаемые агрегаты так, чтобы оставшиеся работали
в зоне максимального КПД. В случае сложной, разветвленной
системы газопровода возникает вопрос о целесообразном рас-
пределении потока газа. Выбор оптимального распределения
потоков и нагрузки между работающими агрегатами должен
обеспечивать минимальный суммарный расход энергии по газо-
проводу;

изменение частоты вращения работающих агрегатов. Этот
метод дает возможность плавно изменять подачу компрессор-
ных станций;

дросселирование газа на входе в нагнетатели или на
выходе из них, что связано со значительными потерями
энергии. Данный метод должен применяться лишь в тех
случаях, когда другими способами нельзя добиться полного со-
ответствия фактической производительности газопровода тре-
буемой.

Изменение пропускной способности газопроводов ведет к
увеличению затрат энергии. Так, отклонение пропускной спо-
собности газопроводов на 10 % приводит к повышению удель-
ных энергозатрат на 30-35 %. Поэтому рациональному регули-
рованию газопроводов, особенно сложных газопроводных сис-
тем, должно уделяться особое внимание.

Для этих целей необходимо использовать средства вычис-
лительной техники, обеспечивающие нахождение оптимальных
решений.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1.	Назовите типы электродвигателей, применяе-
мых в электроприводах центробежных нагнетателей.

2.	Где в помещении КС устанавливаются главные привод-
ные электродвигатели?

3.	Назовите способы пуска главных электродвигателей
КС.

4.	Какие виды электрических релейных защит предусмотре-
ны для главных электродвигателей КС?

5.	Какие технологические защиты предусмотрены для при-
вода нагнетателей?

6.	Какие электродвигатели используются для вспомогатель-
ного электрооборудования КС?

7.	Назовите способы регулирования подачи центробежных
нагнетателей КС.

8.	Какие преимущества имеет бесщеточная система возбуж-
дения синхронных двигателей?
9.	Какое электрооборудование имеют газотурбинные ком-
прессорные агрегаты?

10.	Каковы значения мощности электрической нагрузки
электроприводных и газотурбинных КС?

И. В чем заключается режим самозапуска электродвигате-
лей электроприводных КС?

12.	Назовите основные типы агрегатов электростанций соб-
ственных нужд.

13.	Перечислите типовые схемы электроснабжения газотур-
бинных КС.

14.	Назовите направления снижения энергозатрат на транс-
порт газа.
Л ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ

|	< КОМПЛЕКСЫ

I ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ

ПРЕДПРИЯТИЙ

ГЛАВА

13.1.	ТЕХНИЧЕСКАЯ

И ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ

Газоперерабатывающий завод (ГПЗ) как одна из
разновидностей газохимических комплексов (ГХК) представ-
ляет собой сложный технический комплекс, отдельные уста-
новки п производства которого объединены единым технологи-
ческим процессом. Для повышения надежности технологичес-
кого процесса современный ГПЗ обычно состоит из несколь-
ких (двух-трех) технологических линий. Каждая линия вклю-
чает в себя пункт приема и подготовки газа, компрессорную
станцию, установку по отбензиниванию газа и газофракпион-
ную установку (рис. 13.1).

Все газопроводы, идущие с промыслов, сходятся на заводе в
один узел — пункт приема и комплексной подготовки газа. По-
сле замера и смешивания в заданных пропорциях газ поступа-
ет на очистку от вредных механических частиц и конденсата.
Пыль, песок, продукты коррозии трубопроводов, капельная
влага, частицы конденсата отделяются в сепараторах различ-
ной конструкции.

Очищенный газ поступает в адсорберы, где проходит очист-
ку от сероводорода и диоксида углерода. Извлечение кислых
компонентов производится промывкой газа циркулирующим
водным раствором диэтаноламина с последующей его регене-
рацией.

Влажный газ поступает в отделение осушки, где происхо-
дит сепарация капельной жидкости от газа и поглощение ад-
сорбентом влаги, насыщающей газ. При определенных сочетани-
ях температур и давлений вода, содержащаяся в газе, образует
ШФЛУ

Рис. 13.1. Технологическая схема переработки газа:

1 а ё Е - установка комплексной подготовки газа; ё АТ - пропан-бутановая фракция; ё Т а! - широкая, фракция легких
углеводородов; аё - компрессорная станция; Её а - газоперерабатывающий завод; Еа - гелиевый завод; ЕТ 1 - газофрак-
ционирующие установки
гидраты, которые снижают пропускную способность трубопро-
водов и способствуют интенсивной их коррозии. Нестабиль-
ный бензин также содержит некоторое количество растворен-
ной воды. От качества очистки и осушки сырьевого газа зави-
сят качество товарного газа и производство серы.

В установках отбензинивания газ разделяют на стабильный
бензин, отбензиненный и сбросный газы. Отбензинивание
осуществляют одним из следующих методов: компримировани-
ем, адсорбцией, низкотемпературной маслоадсорбцией, низко-
температурной конденсацией и ректификацией.

Нестабильный диэтанизированный бензин поступает в га-
зофракционную установку, где разделяется на компоненты.

Структура газоперерабатывающих заводов зависит от
компонентного состава перерабатываемого газа. Операции
подготовки, компримирования газа и извлечения нестабиль-
ного бензина являются общими для всех заводов. ГПЗ,
перерабатывающие попутный газ, в своей структуре имеют
газофракционные установки, разделяющие нестабильный
бензин на газовый (стабильный) бензин и индивидуальные
углеводороды (пропан, изобутан, I -бутан). Заводы, перера-
батывающие природный газ и газовый конденсат с высоким
содержанием сероводорода, имеют установки получения эле-
ментарной серы. Кроме того, ГПЗ оборудованы установками
получения гелия, которые могут быть выделены в отдельный
завод.

Структура электропотребления некоторых газоперерабаты-
ающих заводов и заводов, перерабатывающих попутный газ,
приведена в табл. 13.1. Как видно из таблицы, наиболее энер-
гоемкий процесс - компримирование газа. Именно здесь следу-

Структура электропотребления ГПЗ, %

Таблица 13.1

Технологический процесс	Оренбургский ГХК	Миннибаевский ГПЗ
Компримирование газа	35,7	52,5
Очистка, осушка газа	36,48	—
Получение гелия	1,95	1,51
Перекачка воды	2,93	9,98
Освещение	1,1	0,61
Выработка теплоэнергии	8,31	32,28
Выработка жидких продуктов	—	0,64
Ректификация воздуха	—	—
Вспомогательные средства	0,9	3,48
Конденсация пропана	8,68	—
Получение серы	3,95	—
Таблица 13.2

Основные электрические показатели газоперерабатывающих заводов

гпз	А, ГВт-ч	Установленная мощность, МВт			Кс	т„, ч	к.	р ,  д.ср’ кВт	0, шт.	Аэ, МВт-ч/чел.	Аг, МВт-ч/чел.
		электро- оборудо- вания	асин- хронных двигате- лей	синхрон- ных дви- гателей							
Оренбургский	849,3	226,7	74,6	100,4	0,51	7321	0,35	56	3125	5116	233
Оренбургский (гелиевый)	1090,6	314,6	58,1	236	0,46	7574	0,36	112	2591	6947	657
Астраханский	551,7	143,9	134,9	9	0,55	7028	0,4	710	200	2358	306
Сосногорский	50,3	24,3	21,3	1,8	0,25	8388	0,1	39	584	689	48
Сургутский	26,2	16,8	12,6	Нет	0,24	6250	0,19	33,2	320	1058	67
Московский	13,2	6,9	4,4	1,1	0,27	7170	0,54	14	493	1326	44
Шебелинский	11,8	4,5	2,5	Нет	0,4	7500	0,28	42,8	106	1038	57
Миннибаевский	586,5	223,8	71	152,9	0,33	7843	0,33	59	3800	—	—
Пермский	76,8	67,2	14,1	53,1	0,28	4074	0,11	76	885	-	-
Примечание. А - электропотребление за год				К - коэффициент спроса по				активной мощности; Т -			годовое чис-
ло часов использования получасового максимума активной нагрузки; Кет - коэффициент трансформаторов											ГПП; Р,ср -
средняя мощность двигателей; □ - число двигателей; Аэ -энерговооруженность труда пс оруженность труда по тепловой энергии.									электроэнергии; Ат		- энергово-
ет искать технологические резервы по снижению электропо-
требления.

По доле электропотребления и установленной мощности
электрооборудования газоперерабатывающие заводы относятся
в основном к крупным электропотребителям с двигательной
нагрузкой и большой установленной мощностью электроприво-
дов (табл. 13.2). В таких энергосистемах, как Оренбургэнерго
(установленная мощность электрооборудования ГПЗ и гелиево-
го завода 540 кВ-А, электропотребление 1940 ГВт-ч) и Астра-
ханьэнерго (установленная мощность электрооборудовании
ГПЗ 145 кВ-А, электропотребление 550 ГВт-ч), газоперераба-
тывающие предприятия - основные потребители электроэнер-
гии.

Таким образом, газоперерабатывающие заводы являются
крупными энергетическими объектами со сложным технологи-
ческим процессом, предъявляющим особые требования к на-
дежности и качеству электроснабжения.

Анализируя электрические показатели, характеризующие
состояние и технический уровень заводов отрасли, можно сде-
лать следующие выводы:

парк электрических машин, эксплуатируемых на заводе, от-
носительно невелик при большой единичной мощности машин;

достаточно высока средняя мощность эксплуатируемых эле-
ктродвигателей, т.е. большую часть электродвигателей, если
позволяют условия технологии, можно рассматривать как по-
требители-регуляторы ;

число часов использования максимума активных нагрузок
довольно велико - в основном превышает 6000, т.е. для многих
энергосистем газоперерабатывающие предприятия оказывают
регулирующее воздействие, улучшая показатели энергосистемы;

коэффициент спроса установленного оборудования Кс со-
ставляет 0,25-0,7, средний - 0,43, что значительно выше, чем,
например, в металлургической промышленности; однако, учи-
тывая, что технологический процесс в основном непрерывный,
а нагрузки равномерные, Кс при проектировании можно закла-
дывать выше;

загрузка силовых трансформаторов ГСЭТ составляет 10-36 %,
что приводит к дополнительным потерям электроэнергии;

электровооруженность труда по заводам меняется более чем
в 10 раз; на крупных заводах этот показатель гораздо выше.
13.2.	ОСОБЕННОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Газоперерабатывающие заводы как потребители
электроэнергии имеют несколько особенностей, обусловленных
технологией переработки газа. Все технологические процессы
переработки газа энергоемкие, 90 % электроэнергии, потребля-
емой предприятием, идет на выработку продукции.

Процесс переработки газа связан с низкими температурами
и высокими давлениями, создаваемыми компрессорными уста-
новками. Остановку технологического процесса вызывают не
только аварийные отключения электропитания, но и кратко-
временные понижения напряжения. Поэтому большая часть
потребителей электроэнергии производственной зоны завода
(до 90 % полной расчетной нагрузки завода) по надежности
электроснабжения относится к I категории, в состав которой
входят и потребители особой группы. Особая группа включает
вентиляторы приточно-вытяжных систем, аварийное освеще-
ние, светоограждение дымовых труб, потребители котельной,
насосы оборотной системы водоснабжения, несколько техноло-
гических установок, например, по осушке и очистке газа, полу-
чению серы, переработке конденсата и др. Аварийные оста-
новки связаны с большим ущербом и нарушениями экологии. В
связи с этим требуется соответствующая надежность и ремон-
топригодность электрической схемы и обеспечение самозапуска
ответственных электродвигателей после перерыва питания.
Поэтому критерием для определения категории отдельных
технологических электроприемников может служить допусти-
мое время перерыва электроснабжения, значение которого оп-
ределяется исходя из анализа инерционных свойств соответ-
ствующего рабочего процесса. Электроприемники можно раз-
делить на следующие группы: а) не допускающие перерыва в
электроснабжении, работа которых обеспечивает локализацию
аварии и безаварийную остановку технологического процесса
при любых повреждениях технологической схемы и отказах
внешнего электроснабжения; б) допускающие кратковременный
перерыв в электроснабжении, определяемый временем перехо-
да на резервное питание (десятые доли секунды); в) допуска-
ющие кратковременный перерыв в электроснабжении, опреде-
ляемый инерционностью технологических потоков, например,
воздуходувки, обеспечивающие процессы горения (полное пре-
кращение потока воздуха не допускается). При этом допусти-
мое время определяется уставками технологических защит и
выбегом электропривода и составляет от десятых долей до не-
скольких секунд; г) допускающие ограниченный перерыв в
электроснабжении, определяемый инерционностью технологи-
ческого оборудования (тепловая инерция, наличие накопите-
лей) и достигающий десятков секунд; д) допускающие дли-
тельный перерыв в электроснабжении без остановки техноло-
гических процессов (при этом может снижаться производи-
тельность или качество продукции), достигающий десятков
минут; е) допускающие длительный перерыв в электроснабже-
нии, не оказывающий влияния на технологический процесс.

Электроприемники группы “а” должны быть отнесены к О
категории надежности, групп “б”, “в” и “г” - к I категории,
группы “д” - ко II категории, а группы “е” - к III категории
надежности.

Часть электроприемников ГПЗ зависима, т.е. при отказе
или отключении одних должны быть отключены другие, свя-
занные с ними. Связь электроприемников определяется осо-
бенностями их конструкции (например, электродвигатели с
принудительной системой наддува, маслосмазки, маслоуплот-
нений) и работы приводимых механизмов (например, электро-
приводы нескольких последовательных ступеней нагнетаний
насосов, компрессоров), последовательностью технологических
процессов, а также схемами их подключения к источникам пи-
тания и зависимостью этих источников. Взаимосвязи, обуслов-
ливающие вынужденные отключения ответственных электро-
приемников, рекомендуется выявлять и затем фиксировать с
помощью графов типа “дерево отказов”.

Для обеспечения надежной работы система внешнего элект-
роснабжения дожна быть хорошо развита и обладать высокой
степенью структурной избыточности сетей напряжением 110 и
220 кВ и достаточной мощностью источников электроэнергии.
На практике опыт эксплуатации ГПЗ показывает недостаточ-
ную надежность связей ГПЗ с энергосистемой. Кроме того,
внешние сети 110 и 220 кВ, от которых питаются трансформа-
торы ГПП газоперерабатывающих заводов, замкнуты. Это при-
водит к тому, что при коротких замыканиях в сетях 110-220 кВ
происходят одновременные глубокие понижения напряжения
на обоих вводах ГПП. В результате нарушается основной
принцип питания электроприемников I категории. Независи-
мые источники питания становятся зависимыми.

Источники питания электроприемника, комплекса электро-
приемников, узла нагрузки ГПЗ следует считать независимы-
ми, если при отказе одного из них другой обеспечивает такую
передачу мощности потребителю и такое остаточное напряже-
ние, которые позволяют продолжать технологический процесс.
При этом нормальная работа электроприемников, подключен-
ных к неотказавшему источнику, продолжается, а также осу-
ществляется самозапуск наиболее ответственных электропри-
емников и ступенчатый автоматический повторный пуск ос-
тальных электроприемников, которые были подключены к от-
казавшему источнику.

В этой связи два источника питания не могут считаться не-
зависимыми, если при критической посадке напряжения на
вводе потребителя от одного из источников напряжение на
другом вводе снижается более чем на 20 %. Ориентировочный
уровень критического остаточного напряжения составляет 70 %
от номинального значения. На основании соответствующих
расчетов электромеханических переходных процессов, опреде-
ляющих устойчивость двигателей и узлов нагрузки потребите-
ля, значение критического остаточного напряжения может быть
уточнено.

Для сети Астраханского ГПЗ (рис. 13.2) решить вопрос о
двух независимых источниках питания можно было бы путем
перевода на раздельную работу шин 110 и 220 кВ подстанции
“Газовая”. Однако связи по напряжению 220 кВ являются сис-
темообразующими для Астраханьэнерго, поэтому разделение
шин 220 кВ ПС “Газовая” затруднено. Аналогичная картина
складывается в системах внешнего электроснабжения и других
ГПЗ. Поэтому для обеспечения эксплуатационной надежности
работы технологического оборудования необходим дополни-
тельный независимый источник электропитания. Таким источ-
ником может быть местная электростанция (генераторное на-
пряжение) .

Электроснабжение особой группы электроприемников I ка-
тегории должно осуществляться источниками гарантированного
электроснабжения - резервными автономными источниками
питания и агрегатами бесперебойного питания.

Для обеспечения надежного электропитания всех электро-
приемников схема ГПЗ сверху донизу должа быть разделена
на две независимые части (подсистемы), каждая из которых
питается от соответствующего независимого источника. Такие
подсистемы состоят из ввода высокого напряжения, главных
понижающих трансформаторов, секций шин 6 (10) кВ, транс-
форматорных подстанций 6 (10)/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ. Подсисте-
мы должны взаимно резервироваться на всех ступенях напря-
жения с помощью устройств автоматического включения
резерва (АВР). Кроме того, шины генераторного напряжения
должны резервировать каждую из подсистем на стороне
6(10) кВ независимо от состояния другой подсистемы.
6 6 12
(МВА)

(МВА)

Рис. 13.2. Основные сети энергосистемы, влияющие на работу ГПП-1 Астра-
ханского ГПЗ:

1 - ПС “Черный яр”; 2 - ПС “Рассвет”; 3 ~ ПС “Газовая”; 4 - ПС
“Харабали”; 5 - ПС “Пузановская”; 6 - ПС “Кирикили”; 7 - ТЭЦ; 8 - Аст-
раханская ГРЭС; 9 ~ ПС “Баррикадная”; 10 - Астраханская ТЭЦ; СК - син-
хронные компенсаторы

В нормальном режиме подсистемы работают раздельно.
Электродвигатели ответственных электроприемников одного
назначения дублируются и должны быть разделены на две не-
зависимые группы. Одна из групп при этом подсоединяется к
шинам генераторного напряжения.
В связи с вводом крупных газоперерабатывающих комплек-
сов со сложными непрерывными технологическими процесса-
ми, оснащенными мощными электроприводами, обострилось
несоответствие между условиями функционирования энергоси-
стем и предприятий - потребителей электроэнергии. Короткие
замыкания, неизбежные при эксплуатации электрических се-
тей энергосистемы, приводят к кратковременным нарушениям
электроснабжения (КНЭ) предприятий. Большинство КНЭ
имеют продолжительность около 0,2 с, если электроснабжение
восстанавливается в результате отключения поврежденного
элемента сети быстродействующей защитой, но могут дости-
гать и нескольких секунд, если электроснабжение восстанав-
ливается посредством АПВ, АВР или устройства резервирова-
ния при отказе выключателей (УРОВ). Несмотря на кратко-
временность этих возмущений, они приводят к таким наруше-
ниям непрерывных технологических процессов, на восстанов-
ление которых требуются многие часы.

Проблема, связанная с воздействием КНЭ на работу про-
мышленных предприятий, становится все более острой по ме-
ре усложнения технологических процессов, укрупнения про-
мышленного производства и его автоматизации.

Технические причины отрицательного влияния КНЭ на не-
прерывные технологические процессы сводятся к двум группам
факторов: излишним отключениям ответственных электропри-
емников и нарушениям устойчивости электродвигателей или
узлов электрической нагрузки. Излишние отключения при
КНЭ обусловлены: отпаданием контактов магнитных пускате-
лей; необоснованным срабатыванием тех устройств и систем
электрической и технологической автоматики потребителей,
действие которых не отстроено от переходных процессов при
КЗ в системе электроснабжения; сбоями в работе систем уп-
равления производством. Вероятность нарушения устойчивости
отдельных двигателей и узлов нагрузки электроэнергетической
системы предприятия тем выше, чем больше длительность и
меньше уровень остаточного напряжения при КНЭ. Устойчи-
вость узлов нагрузки и отдельных двигателей при малых мо-
ментах инерции механизмов может нарушаться при длитель-
ности КНЭ, сопоставимой со временем действия быстродейст-
вующих защит сетей энергосистемы. После действия обычных
для предприятий АВР нормальная работа узлов нагрузки или
мощных двигателей зачастую не восстанавливается.

Основными направлениями известных противоаварийных
мероприятий, способствующих обеспечению бесперебойной
работы электроприемников при КНЭ, являются снижение чув-
ствительности электроприводов и систем их управления и за-
щиты к воздействию КНЭ и своевременное восстановление
работы электрооборудования, отключенного или самопроиз-
вольно отключившегося в результате КНЭ до того, как будет
нарушен технологический процесс. По отношению к энергоси-
стеме задача заключается в уменьшении числа и длительности
КНЭ, а также в повышении остаточного напряжения при КНЭ.
В связи с этим возникает ряд проектных задач и научно-
технических вопросов, требующих решения. На стадии проек-
тирования в зависимости от глубины и длительности КНЭ
противоаварийные мероприятия должны быть направлены на
сохранение электроприемников в работе, т.е. сохранение ди-
намической устойчивости электрической нагрузки; обеспечение
автоматического повторного пуска (АПП) двигателей; безава-
рийное прекращение технологического процесса, если меры,
указанные выше, оказываются невыполнимыми или нерента-
бельными.

13.3.	ВЛИЯНИЕ ПЕРЕРЫВОВ
В ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИИ НА РАБОТУ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Технологический процесс переработки газа на га-
зоперерабатывающих предприятиях является непрерывным и
связан с очень низкими температурами. Газы имеют различ-
ные температуры сжижения, и это их физическое свойство
используют при разделении газа на фракции. Прекращение
подачи электроэнергии заводским потребителям приводит к
браку продукции, нарушению сложного технологического про-
цесса переработки газа, увеличивает взрывоопасность.

В литературе приводятся различные методы определения
ущерба от перерывов электроснабжения, основанные на ана-
лизе работы конкретных предприятий. Эти методы отличаются
не только способом учета тех или иных экономических показа-
телей производства, но и различными экономическими предпо-
сылками. В отдельных работах вообще ставится под сомнение
возможность использования величины ущерба при выборе оп-
тимального уровня надежности электроснабжения ввиду его
зависимости от технологических и временных факторов, не
поддающихся учету. Такая постановка вопроса неправомерна.
Ущерб от перерыва в электроснабжении, даже если он не
поддается экономической оценке, должен оцениваться хотя бы
качественно. Без этого нельзя определить целесообразный или
допустимый уровень надежности электроснабжения промыш-
ленного предприятия.

Ущерб подразделяется на две составляющие (прямой - Уп и
дополнительный - Уд) и рассчитывается по формуле

У = Уп + Уд.	(13.1)

Под прямым ущербом понимается простой производственно-
го персонала, брак продукции, выход из строя оборудования,
увеличение текущих издержек производства и т.д., а под до-
полнительным - ущерб от недовыпуска продукции.

Особенность технологического процесса газоперерабатыва-
ющих предприятий - несколько идентичных технологических
линий, работающих параллельно. Производственный резерв
каждой из технологических линий, обусловленный переводом
их из номинального режима в режим максимальной нагрузки,
составляет 20 %. За счет этого в аварийных режимах на какой-
либо из установок осуществляют переключение газа на ос-
тальные работающие установки. Тем самым компенсируется
недопоставка товарного газа и других фракций его переработ-
ки в аварийных режимах. Если исходить из теоретических
позиций, то ущерб от нарушения электроснабжения определя-
ется только прямым ущербом, который при отключении одной
технологической линии будет определяться в основном допол-
нительными издержками производства на выполнение плана.
Но при таком подходе фактор надежности электроснабжения
занижается в общей системе обеспечения надежности техноло-
гического процесса.

Сложность расчета дополнительных издержек, связанная с
расчетом материально-технического баланса технологического
процесса, затрудняет использование этого показателя в оценке
надежности, что также способствует занижению влияния пока-
зателей надежности электроснабжения на выпуск готовой про-
дукции. С одной стороны, для обеспечения надежности закла-
дывается технологический резерв, а с другой - при оценке
надежности электроснабжения этот технологический резерв
рассматривается как фактор, занижающий влияние показате-
лей надежности электроснабжения всего технологического
цикла.

Из изложенного следует, что только экономический крите-
рий может дать полную оценку надежности системы электро-
снабжения как отдельных установок, так и всего завода в це-
лом. При расчете ущерба от перерыва в электроснабжении
отдельных технологических линий необходимо учитывать как
основную составляющую ущерба, так и дополнительную - не-
довыпуск продукции. Эта составляющая ущерба и может быть
покрыта за счет переключения газа на другие технологические
линии и перевода их на максимальный режим.

Прямой ущерб для установок по переработке газа определя-
ется как совокупность ущербов от сброса газа на факел, осво-
бождения системы от продукта и от потерь электроэнергии,
воды и пара, связанных с остановкой и последующим пуском
установки:

уп = СХ + КГ(С3ОЭ + св(?в + спдп)дех1,	(13.2)

где Сг - стоимость единицы товарного газа; Уг - объем товар-
ного газа, сбрасываемого на факел при аварийных отключени-
ях; Кт - коэффициент, характеризующий снижение производи-
тельности установки по газу; Сэ, Св, Сп - стоимость единицы
соответственно электроэнергии, воды и пара; (?э, (?в, О,, - со-
ответственно часовой расход электроэнергии, воды и пара; 11еуЛ -
время, необходимое на послеаварийный пуск оборудования.

Дополнительный ущерб от недовыпуска продукции зависит
от времени фактического простоя технологического оборудова-
ния С- Это время в общем случае больше времени перерыва
электроснабжения Д (рис. 13.3) и зависит как от Д, так и от
особенностей технологического процесса:

Рис. 13.3. Динамика выпуска продукции ё н при перерыве и восстановлении
напряжения
+ ^тех! + ^тех2’	(13.3)

где /Т1х2 - время доведения технологического режима до номи-
нального уровня.

В табл. 13.3 приведено время простоя оборудования в зави-
симости от длительности перерыва в электроснабжении. При
некоторой длительности 13 происходит полное нарушение тех-
нологического процесса и возникает необходимость его восста-
новления из начальных условий. Анализ технологического
регламента установок по переработке газа показывает, что пе-
рерыв в электроснабжении на 1 ч и более приводит к наруше-
нию технологического процесса и вызывает большой ущерб.

Сведения об аварийных отключениях на газоперерабатыва-
ющих предприятиях свидетельствуют о том, что отключение
электрооборудования, как правило, вызывает нарушение тех-
нологического процесса и недовыдачу (брак) продукции. До-
полнительный ущерб от недовыпуска продукции составляет:
по газу

Удг + СТПТ(1Э + Сех1) + КгОэ)СгПЛех2;	(13.4)

по стабильному конденсату и пропан-бутановой фракции

Уд = Сс.кПс.к(1<сЭк^+1<с1к^тех11<с2к^ех2) +

+ Сп6.фПп6.ф (-Удб.ф^э + ^пб.ф^тех1^пб.ф^тех2^ ’	(13.5)

где Сск, Сп6 ф - стоимость единицы соответственно стабильного
конденсата и пропан-бутановой фракции; Пг, Пск, Пп6ф - про-
изводительность установки соответственно по газу, стабильно-
му конденсату и пропан-бутановой фракции; 1<сэк, К^к,К^к -
снижение производительности установки по стабильному кон-
денсату соответственно в аварийный и послеаварийный перио-
ды; Кд6 ф, Кд6 ф, Кд6 ф - снижение производительности установки

Т аб ли ца 13.3

Время восстановления технологического процесса
при аварийных отключениях, мин

Параметр пуска по товарному газу	Перерыв в электроснабжении, мин		
	10	30	60
	10/10	25/30	40/150
	30/10	30/120	30/210
	40/20	55/150	70/360
	50/20	85/180	130/420
по пропан-бутановой фракции соответственно в аварийный и
послеаварийный периоды.

Ущерб, рассчитанный по формулам (13.2), (13.4), (13.5)
или аналогичным формулам для других установок, необходимо
брать за основу при построении характеристик потерь от пе-
рерыва в электроснабжении. При оценке надежности системы
электроснабжения технологических установок в целом необхо-
димы обобщенные параметры, базирующиеся на выражениях
(13.2), (13.4), (13.5). Такими обобщенными параметрами могут
быть ожидаемые числа отказов и их длительность. Поскольку
надежность системы электроснабжения по условию нарушения
питания определяется ожидаемым числом отказов и их дея-
тельностью, то прямой ущерб будет определяться параметром
потока отказов со, а дополнительный ущерб - средним време-
нем восстановления технологического процесса . Следова-
тельно, ущерб от нарушения электроснабжения

У = Уп(ш) + Удапср).	(13.6)

Тогда согласно (13.6) можно определить ущерб от наруше-
ния работы системы электроснабжения как отдельных техно-
логических установок, так и завода при ожидаемом потоке от-
казов в целом.

Таким образом, ущерб от нарушения электроснабжения
можно рассматривать как экономический критерий надежности
системы электроснабжения газоперерабатывающих предприя-
тий, и его необходимо учитывать при выборе категорийности
потребителей по надежности системы электроснабжения.

13.4.	УСТОЙЧИВОСТЬ УЗЛОВ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ
СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ

13.4.1.	ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
И ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Под узлом электрической нагрузки системы элек-
троснабжения предприятия понимается секция шин распреде-
лительного устройства (пункта). Основными узлами электри-
ческой нагрузки являются секции шин распределительного
устройства главной понизительной подстанции предприятия.
Устойчивость узла электрической нагрузки - способность
возвращаться к исходному установившемуся режиму после
различного рода возмущений. Областью устойчивости называ-
ется зона значений параметров режима узла электрической
нагрузки, в которой устойчивость его при данном возмущении
обеспечена. Различается статическая и динамическая устойчи-
вость узла электрической нагрузки.

Статическая устойчивость узла электрической нагруз-
ки - способность возвращаться к исходному установившемуся
режиму после малых не ограниченных по времени возмущений.
Под малым возмущением понимается такое, при котором изме-
нения параметров несоизмеримо малы по сравнению со значе-
ниями этих параметров. В области статической устойчивости в
процессе малого не ограниченного по длительности возмущения
узел электрической нагрузки выходит на новый установивший-
ся рабочий режим. При нарушении статической устойчивости
в узлах электрической нагрузки системы электроснабжения
возникает явление лавинообразного снижения напряжения.

Динамическая устойчивость узла электрической нагруз-
ки - способность возвращаться к исходному установившемуся
режиму после больших возмущений определенной величины и
длительности.

Граница устойчивости узла электрической нагрузки -
значение параметра или функциональная зависимость ряда
параметров, разделяющая область возможных значений пара-
метров узла на области устойчивости и неустойчивости.

Граница статической устойчивости разделяет область пара-
метров на области статической устойчивости и неустойчивости
при неограниченной длительности возмущающего воздействия
в узле электрической нагрузки.

Граница динамической устойчивости разделяет область па-
раметров на области динамической устойчивости и неустойчи-
вости в зависимости от длительности возмущающего воздейст-
вия в узле электрической нагрузки. Граница динамической ус-
тойчивости выражается зависимостью максимально допустимо-
го времени возмущения от значения характеризующих возму-
щение параметров (параметра). Граница статической устойчи-
вости является асимптотой границы динамической устойчи-
вости.

Возмущения во внешней или внутренней части системы
электроснабжения проявляются в виде провалов напряжения
определенной глубины и длительности. При симметричных
аварийных возмущениях в электрических сетях остаточное
напряжение узла характеризуется действующим значением.
При несимметричных аварийных возмущениях остаточное на-
пряжение характеризуется действующими значениями симмет-
ричных составляющих, устойчивость узла зависит от значений
прямой щ и обратной м2 составляющих напряжения. Для уз-
лов электрической нагрузки напряжение является первичным
параметром, определяющим режим узла, поэтому границы ус-
тойчивости определяются в координатах напряжения или его
составляющих.

Граница статической устойчивости узла электрической на-
грузки при симметричных возмущениях определяется одним
параметром - значением напряжения статической устойчивос-
ти мсу, измеряемого в относительных единицах (отн. ед.).

Граница динамической устойчивости узла электрической на-
грузки при симметричных возмущениях определяется как за-
висимость 1(и) - максимально допустимого времени I (с) воз-
мущения от остаточного напряжения и (отн. ед.). Зависимость
I (м) может быть выражена с помощью трех- или двухпараме-
трической формулы, аппроксимирующей результаты расчетов
устойчивости узла.

Трехпараметрическая формула имеет вид

I = ах + а2/(а3 - и),	(13.7)

где а1, а2, а3 - коэффициенты, определяемые расчетным путем,
при этом а3 = ис

Двухпараметрическая формула имеет вид

I =	~ и)/(1 - м/Д2),	(13.8)

где с?!, Д2 - коэффициенты, определяемые расчетным путем,
при этом с?! =	<12 = ису.

Величина Д определяется как максимально допустимое вре-
мя возмущения, не вызывающего нарушения динамической ус-
тойчивости узла электрической нагрузки при остаточном на-
пряжении узла, равном нулю, т.е. Д = 1{и = 0). Точность
формулы (13.8) ниже точности формулы (13.7) в пределах ±5 %.
Преимущество формулы (13.8) заключается в том, что все ее
параметры имеют физический смысл и определение границы
по формуле (13.8) сокращает объем расчетов.

Область статической устойчивости узла электрической на-
грузки при симметричных возмущениях определяется условием
и > ис Область динамической устойчивости узла электричес-
кой нагрузки при симметричных возмущениях определяется
условием Т(м) < Дм), означающим, что при данном значении
остаточного напряжения и (при этом и < мсу) длительность Т
произошедшего возмущения не превышает допустимого време-
ни I, определяемого границей динамической устойчивости дан-
ного узла. Неравенство и < ис означает, что динамическая
устойчивость может нарушаться только в том случае, если ос-
таточное напряжение при том или ином рассматриваемом воз-
мущении ниже значения, определяемого границей статической
устойчивости; в противном случае динамическая устойчивость
заведомо сохраняется.

Граница статической устойчивости узла электрической на-
грузки при несимметричных возмущениях определяется в ко-
ординатах прямой м1 (отн. ед.) и обратной и2 (отн. ед.) после-
довательностей напряжения трехпараметрической функцио-
нальной зависимостью, аппроксимирующей результаты расче-
тов устойчивости узла:

и2) = Ьх - щ + Ь2 и2 + Ь3(и2У = 0,	(13.9)

где Ъ,, Ь2, Ъ3 - коэффициенты, определяемые расчетным путем,
при этом 6, = мсу.

Граница динамической устойчивости узла электрической на-
грузки при несимметричных возмущениях определяется как
зависимость максимально допустимого времени I (с) возмуще-
ния от значения остаточного напряжения в координатах пря-
мой м1 и обратной и2 последовательностей. Зависимость 1(щ,
и2) может быть выражена с помощью пятипараметрической
формулы, аппроксимирующей результаты расчетов устойчиво-
сти узла:

I = а1 + а2/С,	(13.10)

где а2 - коэффициенты по формуле (13.7); С - функция,
определяемая по формуле (13.9).

Область статической устойчивости узла электрической
нагрузки при несимметричных возмущениях определяется
условием С<0. Область динамической устойчивости узла элек-
трической нагрузки при несимметричных возмущениях опре-
деляется условием Т(щ, и2) <	и2), где Т(и1, и2) -

длительность рассматриваемого возмущения с данными значе-
ниями щ и и2 остаточного напряжения; при этом имеет смысл
рассматривать динамическую устойчивость, если С > 0. В
противном случае динамическая устойчивость заведомо сохра-
няется .
13.4.2.	ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И РЕКОМЕНДУЕМЫЕ
ПРОГРАММНЫЕ СРЕДСТВА ДЛЯ РАСЧЕТА ГРАНИЦ
УСТОЙЧИВОСТИ

Расчет границ устойчивости узлов электрической
нагрузки производится на основании данных по питающей
энергосистеме, системе электроснабжения, электроприводам и
прочей электрической нагрузке предприятия.

Данные по питающей электроэнергетической системе пред-
ставляются соответствующими подразделениями энергосистемы
и включают значения сопротивлений в максимальном и мини-
мальном режимах энергосистемы до основных узлов (шин рас-
пределительных устройств ГПП) системы электроснабжения
предприятия.

Данные по электроприводам включают сведения по номенк-
латуре установленных электродвигателей (тип, номинальное
напряжение, номинальная мощность, синхронная частота вра-
щения) и соответствующих рабочих механизмов (тип механи-
ческой характеристики - показатель степени зависимости мо-
мента механизма от частоты вращения, номинальный момент,
начальный момент - в долях от номинального, общий момент
инерции привода, приведенный к валу двигателя). Данные по
прочей электрической нагрузке для каждого узла схемы вклю-
чают сведения по характеру нагрузки, номинальному напряже-
нию и мощности.

При формировании данных по электрической нагрузке эк-
вивалентирование электродвигательной нагрузки должно быть
сведено к минимуму. При невозможности детального информа-
ционного обеспечения допускается эквивалентирование по уз-
лам схемы электродвигательной нагрузки на напряжение ниже
1000 В. Электродвигательная нагрузка на напряжение выше
1000 В не должна эквивалентироваться.

Для расчета границ устойчивости узлов электрической на-
грузки систем электроснабжения газоперерабатывающих заво-
дов рекомендуется использовать программный комплекс 8АВ,
разработанный в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Ком-
плекс включает ряд программ. Основными программами, ис-
пользуемыми при расчетах устойчивости, являются:

ЕГЕС - программа расчета установившихся режимов и пе-
реходных процессов при симметричных внешних и внутрен-
них возмущениях;

ЕЕЕЫ - программа расчета переходных процессов при
внешних несимметричных возмущениях с определением элект-
рических величин (токов в ветвях и напряжений в узлах) в
координатах симметричных составляющих;

ЕЕЕК - программа-редактор для создания на основании ис-
ходных данных файлов по системе электроснабжения, элект-
родвигателям и рабочим механизмам электроприводов.

01)8, Ст1Ж - программы для определения коэффициентов
функциональных выражений границ устойчивости, аппрокси-
мирующих результаты расчетов устойчивости.

Требования к аппаратному обеспечению: 1ВМ-совместимый
компьютер версии 386 и выше; не менее 2 Мб свободного про-
странства на жестком диске; не менее 500 Кб свободной опера-
тивной памяти; операционная система ВО8 или Ш15ЮОШ8.

Рекомендуемый программный комплекс 8А[) ориентирован
на системы электроснабжения газоперерабатывающих заводов,
питающиеся от электроэнергетической системы и имеющие
разомкнутую или сводимую к разомкнутой на стадии подготов-
ки исходных данных структуру электрических сетей.

Наряду с рекомендуемым возможно применение других ап-
робированных программных средств расчета переходных про-
цессов в системах электроснабжения, учитывающих электро-
механические переходные процессы электродвигательной на-
грузки, не требующих значительного эквивалентирования на-
грузки и позволяющих реализовать процедуры определения
границ устойчивости.

13.4.3.	ПРОЦЕДУРЫ РАСЧЕТА ГРАНИЦ
УСТОЙЧИВОСТИ

Границы устойчивости узлов электрической на-
грузки могут быть определены в зависимости от места
(внешние и внутренние) и вида (симметричные и несиммет-
ричные) возмущений. Для наиболее тяжелых по последствиям
внешних возмущений предусмотрены процедуры определения
границ статической и динамической устойчивости для симмет-
ричных и несимметричных видов возмущений. Для внутренних
возмущений предусмотрена процедура определения максималь-
но допустимого (предельного) времени симметричного возму-
щения в виде трехфазного короткого замыкания в любом из
заданных узлов, при котором сохраняется устойчивость систе-
мы электроснабжения предприятия.

Для определения границ устойчивости используются при
симметричных возмущениях - программа ЕЕЕС, для несиммет-
ричных - ЕЕЕЫ, файлы исходных данных по системе элект-
роснабжения, электродвигателям, механизмам электроприво-
дов, а также программы 01)8 и (ЗАМ обработки результатов
счета. Далее рассмотрены процедуры определения границ ус-
тойчивости только для симметричных возмущений.

Все процедуры основываются на итерационных приемах
подбора параметров в области возможных значений, опреде-
ляющих границы устойчивости в соответствии с признаками
статической или динамической устойчивости.

В начале расчетов подбирают номинальное значение ЭДС
питающей электроэнергетической системы. При этом исходят
из того, чтобы значения напряжений в узлах расчетной схемы
в установившемся исходном рабочем режиме не выходили из
пределов 1,0-1,15 отн. ед. Фиксируются параметры устано-
вившегося режима рассматриваемого узла при номинальной
ЭДС питающей энергосистемы.

При определении границ устойчивости узлов электрической
нагрузки рекомендуется придерживаться следующих показате-
лей точности: для ориентировочных расчетов 0,01 отн. ед.
по напряжению и 0,05 с по времени; для точных расчетов
0,002 отн. ед. по напряжению и 0,01 с по времени.

Процедура расчета границы статической
устойчивости при симметричных внешних
возмущениях

1.	Запускается программа ЕЕЕС. Расчет начинают
при заданном номинальном значении ЭДС питающей системы.
Е1а данном этапе расчет ведется до выхода системы на устано-
вившийся исходный рабочий режим, что определяется стаби-
лизацией контролируемых параметров расчетной схемы. Ми-
нимальный набор контролируемых параметров включает ток на
входе и напряжение основного узла электрической нагрузки.

2.	Задается снижение ЭДС на ступень грубого приближе-
ния (рекомендуемое значение снижения 1000 В, или 0,1 отн.
ед. от исходного значения ЭДС).

3.	Расчет продолжается. Рассчитывается переходный про-
цесс, обусловленный снижением значения ЭДС до заданного
уровня.

4.	Если режим работы расчетной системы при заданном
уровне напряжения стабилизируется в пределах допустимого
рабочего режима, то переходят к п. 2, если нет (возникает ла-
вина напряжений), то к и. 5.

5.	Восстанавливается исходный установившийся рабочий
режим системы.
6.	Если точность определения значения границы статичес-
кой устойчивости удовлетворительна, переходят к п. 10, если
нет, то к п. 7.

7.	Принимается ступень снижения напряжения, вдвое
меньшая предыдущей.

8.	Уменьшается ЭДС энергосистемы по сравнению с по-
следним значением ЭДС, при котором статическая устойчи-
вость сохранялась, на значение принятой ступени снижения
напряжения.

9.	Переходят к и. 3.

10.	Расчет закончен.

Значение напряжения в основном узле электрической на-
грузки при установленном в ходе расчетов минимальном зна-
чении ЭДС Ет1п питающей энергосистемы является значением
границы статической устойчивости данного узла ис

Определение границы устойчивости завершено.

Процедура расчета границы динамической
устойчивости при симметричных внешних
возмущениях

1.	Запускается программа ЕЕЕС. Расчет начинают
при заданном номинальном значении ЭДС питающей системы.
Е1а данном этапе расчет ведется до выхода системы на устано-
вившийся исходный рабочий режим, что определяется стаби-
лизацией контролируемых параметров расчетной схемы.

2.	Рассчитывается максимально допустимая длительность
возмущения при остаточной ЭДС питающей энергосистемы,
равной нулю.

Расчет выполняется следующим образом:

2.1.	Выбирается начальное значение длительности возмуще-
ния. Рекомендуемое значение 0,25-0,75 с.

2.2.	Моделируется возмущение в виде провала ЭДС на вхо-
де расчетной схемы. При этом задаются ЭДС энергосистемы
Е = 0 и выбранная длительность возмущения.

2.3.	Рассчитывается переходный процесс системы, обуслов-
ленный заданным возмущением.

2.4.	Восстанавливается номинальная ЭДС энергосистемы.

2.5.	Рассчитывается переходный процесс после восстанов-
ления ЭДС.

2.6.	Если режим работы системы возвращается к исходному
рабочему режиму, то при данном возмущении динамическая
устойчивость сохраняется, если нет, то нарушается, и тогда
следует перейти к и. 2.10.
2.7.	Если точность определения границы динамической ус-
тойчивости удовлетворительна, то следует перейти к и. 2.11,
если нет, то к п. 2.8.

2.8.	Выбирается новое значение длительности возмущения,
большее предыдущего, но меньшее такого значения, при кото-
ром динамическая устойчивость системы нарушается (если та-
кое значение времени уже определено), и следует переход к п.
2.2.

2.9.	Устанавливается исходный рабочий режим системы.

2.10.	Выбирается новое значение длительности возмущения,
меньшее предыдущего, но большее такого значения, при кото-
ром динамическая устойчивость системы сохраняется (если
такое значение времени уже определено), и следует переход к
п. 2.2.

2.11.	Расчет допустимой длительности возмущения при
остаточной ЭДС питающей энергосистемы, равной нулю, за-
кончен. Наибольшее время существования нулевой посадки
ЭДС, при котором система после снятия возмущения возвра-
щается к исходному рабочему режиму, дает искомое значение
с заданной точностью.

3.	Определение границы устойчивости по формуле
(13.8) завершено, при этом <1Х = 10, Д2 = ису; следует перейти к
и. 5.

Если необходимо определить границу устойчивости по бо-
лее точной формуле (13.7), то следует перейти к и. 4.

4.	Рассчитывается точка на границе динамической устойчи-
вости при частичном провале ЭДС. Значение остаточной ЭДС
рекомендуется выбирать в пределах 0,7-0,8 от Ет1п. Расчет
производится по алгоритму, изложенному в п. 2, за исключе-
нием того, что при выполнении и. 2.2 задается не нулевое зна-
чение ЭДС энергосистемы, а выбранное для данного пункта. В
результате будет получено значение допустимого времени I
провала напряжения в основном узле электрической нагрузки
до значения и, соответствующего заданному значению Е оста-
точной ЭДС.

Для ориентировочного определения границы устойчивости
полученных расчетных результатов достаточно. Для более
точного определения границы следует определить ее расчет-
ные точки еще при 3-5 значениях остаточной ЭДС энергосис-
темы. Точки рекомендуется располагать равномерно. Расчет
выполняется согласно п. 2.

Для обработки полученных результатов, заключающейся в
сглаживании всех полученных расчетных точек (С, мД функ-
циональной зависимостью (13.7), следует воспользоваться про-
граммой 0118. В результате ее работы будут получены значе-
ния коэффициентов а{, а2 и а3.

5.	Определение границы устойчивости завершено.

Процедура расчета границы динамической
устойчивости при симметричных внутренних
возмущениях

Граница динамической устойчивости для симмет-
ричных внутренних возмущений может рассматриваться как
частный случай границы динамической устойчивости основного
узла электрической нагрузки и характеризуется максимально
допустимым временем существования трехфазного короткого
замыкания в любом заданном узле системы внутреннего элект-
роснабжения предприятия, при котором устойчивость основно-
го узла нагрузки не нарушается.

Для расчета используется программа ЕЕЕС.

Расчет выполняется следующим образом.

1.	Устанавливается исходный рабочий режим системы.

2.	Выбираются узел расчетной схемы и начальное значение
длительности существования трехфазного короткого замыкания
в нем. Рекомендуемое начальное значение длительности корот-
кого замыкания 0,5-1,0 с.

3.	В выбранном узле задаются короткое замыкание и его
длительность. Рассчитывается переходный процесс, обуслов-
ленный указанным возмущением.

4.	По истечении заданного времени короткое замыкание
снимается и отключается ввод поврежденного узла.

5.	Рассчитывается переходный процесс системы после от-
ключения поврежденного узла.

6.	Если режим работы системы возвращается к рабочему,
близкому к исходному, то при данном внутреннем возмущении
устойчивость сохраняется, и в таком случае следует перейти к
и. 7; если нет, то при данной длительности короткого замыка-
ния в заданном узле устойчивость нарушается и следует пе-
рейти к и. 9.

7.	Если точность определения допустимой длительности су-
ществования короткого замыкания в заданном узле нагрузки удов-
летворительна, то следует перейти к и. 10, если нет - к п. 8.

8.	Задается новое значение времени существования коротко-
го замыкания в заданном узле нагрузки, большее предыдущего,
но меньшее значения времени, при котором устойчивость на-
рушается (если соответствующая ситуация имела место), и
следует переход к п. 3.
9.	Задается новое значение времени существования коротко-
го замыкания в заданном узле нагрузки, меньшее предыдущего,
но большее значения времени, при котором устойчивость со-
храняется (если соответствующая ситуация имела место) и
следует переход к п. 3.

10.	Расчет закончен. Полученное с заданной точностью зна-
чение времени (наибольшее, при котором устойчивость после
отключения поврежденного узла сохраняется) дает допустимую
длительность существования короткого замыкания в заданном
узле системы электроснабжения.

И. Определение границы устойчивости завершено.

13.4.4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
РАСЧЕТОВ УСТОЙЧИВОСТИ

Параметры границы - основание для оценки, ана-
лиза и выработки решений по мерам повышения устойчивости
узлов электрической нагрузки предприятия. Оценке подлежит
устойчивость основных узлов электрической нагрузки пред-
приятия.

Оценочными величинами являются значение границы ста-
тической устойчивости ис и значение максимально допустимо-
го времени возмущения, не вызывающего нарушения дина-
мической устойчивости узла электрической нагрузки при оста-
точном напряжении узла, равном нулю. Величины ис и оп-
ределяют границу устойчивости узла по формуле (13.8).

Критерием низкого уровня устойчивости узла электричес-
кой нагрузки является условие ис >0,7 отн. ед. или < 0,5 с.
В противном случае (если ис < 0,7 отн. ед. и > 0,5 с)
уровень устойчивости узла может считаться удовлетворитель-
ным.

Низкий уровень устойчивости любого из основных узлов
электрической нагрузки предприятия свидетельствует о функ-
циональном несоответствии источника электроснабжения и
узла нагрузки. Возможные меры по повышению устойчивости
узлов должны быть направлены на увеличение мощности ис-
точников питания или разукрупнение основных узлов элект-
рической нагрузки предприятия.

Параметры границы служат основанием для рационального
выбора уставки и выдержки времени срабатывания защиты
минимального напряжения узла электрической нагрузки. Не-
рациональный выбор параметров защиты минимального на-
пряжения приводит к отключениям нагрузки при некритичных
по устойчивости провалах напряжения или к неотключениям
нагрузки при критичных провалах напряжения; это в свою
очередь сопровождается неупорядоченным отключением элект-
роприемников их индивидуальными защитами, что снижает
ресурс электроприемников и затрудняет автоматическое вос-
становление их нормального режима работы.

Данные рекомендации позволяют уточнить положения ПУЭ
(и. 3.3.85, 5.3.52) и части выбора параметров защит минималь-
ного напряжения применительно к конкретным промышленным
системам электроснабжения, обеспечивая рациональное ис-
пользование запаса устойчивости узлов электрической нагруз-
ки предприятия. Вместе с тем приводимые рекомендации не
отменяют необходимости учета других известных условий вы-
бора и согласования уставок защит минимального напряжения
с действием системы электрической защиты и автоматики, а
также технологических блокировок и защит.

При выборе уставки и3 мн и времени срабатывания 13 мн одно-
ступенчатой защиты минимального напряжения рекомендуется
пользоваться условиями:

О Мз.мн = мс.у и ^з.мн = ^о, если нагрузка узла состоит из элек-
троприемников напряжением выше 1000 В, а также если в со-
став нагрузки входят и электроприемники напряжением ниже
1000 В, для которых предусмотрены меры от самопроизвольно-
го отключения коммутационных аппаратов;

2) и3 мн = мсу, но не менее 0,7 отн.ед. и 1зт = 10, если в со-
став нагрузки узла входят ответственные электроприемники
напряжением ниже 1000 В, управляемые контакторами и маг-
нитными пускателями без задержки отключения при исчезно-
вении питания, цепи управления которых питаются через
данный узел.

Одноступенчатая защита минимального напряжения не поз-
воляет полностью использовать запас устойчивости узла элек-
трической нагрузки. В координатах (I, и) существует зона,
ограниченная снизу характеристикой защиты минимального
напряжения, а сверху линией границы устойчивости, которая
является областью необоснованных отключений узла электри-
ческой нагрузки (рис. 13.4). Если параметры возмущения по-
падают в указанную зону, происходит отключение узла, хотя
его устойчивость не нарушается. Сокращение числа необосно-
ванных отключений узла электрической нагрузки может быть
достигнуто путем применения многоступенчатой защиты мини-
мального напряжения.

Использованию многоступенчатых защит минимального на-
пряжения должны предшествовать мероприятия по устране-
Рис. 13.4. Границы устой-
чивости узла электричес-
кой нагрузки при симмет-
ричных возмущениях в
системе электроснабже-
ния:

1 - граница динамической
устойчивости в координа-
тах длительности I и
остаточного напряжения и
(?0 - допустимое время
полного исчезновения на-
пряжения; ису - граница
статической устойчивос-
ти); 2 - характеристика
защиты минимального на-
пряжения

нию самопроизвольного отключения коммутационных аппара-
тов электроприемников напряжением ниже 1000 В.

При выборе уставок г/3.минц) и времени срабатывания ^з мин(о
многоступенчатой защиты минимального напряжения, действу-
ющей на отключение всей нагрузки узла, рекомендуется поль-
зоваться следующими условиями:

^з.мн(г)	Чз.мн(г)//Ц Чз.мн(г) / Цз.у )’

где ису, б) - параметры границы устойчивости узла нагрузки;
п - число ступеней защиты (рекомендуется п = 3); г = 1,...,
п - номер ступени защиты.

Выбор уставок начинается с определения уставки напряже-
ния последней ступени защиты, которая принимается равной
«з.мЛ) = (0,95-0,98)мсу.

При использовании защиты минимального напряжения, по-
следовательно отключающей отдельные группы электроприем-
ников, рекомендуется первой ступенью отключать неответст-
венные электроприемники, второй ступенью - электродвига-
тели парных механизмов технологического резерва, третьей
ступенью - остальную нагрузку узла. При выборе параметров
данной защиты следует пользоваться условиями:

^з.мн(1) — ^с.у И ^з.мн(1) — ^0>

^з.мн(2)	^с.у	^з.мн(1)	^0 ’

^з.мн(З)	^с.у	^з.мн(1)	б) ’

где мсу, - параметры границы устойчивости при полной на-
грузке узла; м'у, - параметры границы устойчивости узла
без неответственных электроприемников, которые должны
быть отключены первой ступенью защиты; и"у,	- парамет-

ры границы устойчивости узла без неответственных электро-
приемников и электродвигателей парных механизмов, которые
должны быть отключены первой и второй ступенями защиты.

Определение параметров и'с у, и и", производится
аналогично определению мсу, 10, но при отключении соответст-
вующей части нагрузки узла.

Приведенные рекомендации определяют параметры защит
минимального напряжения исходя из критерия сохранения
устойчивости узлов электрической нагрузки с учетом электро-
технических параметров нагрузки и системы электроснабже-
ния. При окончательном выборе параметров защит необходимо
учитывать технологические особенности механизмов, установок
и процессов предприятия.

Аварийные возмущения, обусловленные короткими замыка-
ниями во внутренних электрических сетях, приводят к сниже-
нию напряжения в узлах нагрузки системы электроснабжения,
что может сопровождаться нарушением ее устойчивости.

Значения допустимого по соображениям сохранения устой-
чивости основного узла электрической нагрузки (системы в
целом) времени существования коротких замыканий в узлах
системы внутреннего электроснабжения являются ограничени-
ями сверху для выбора выдержек времени срабатывания токо-
вых защит вводов этих узлов.

Выдержка времени срабатывания токовой защиты с дейст-
вием на отключение ввода узла системы внутреннего электро-
снабжения не должна превышать допустимое по устойчивости
время существования короткого замыкания в данном узле.
Ограничением снизу для выдержки времени срабатывания
токовой защиты ввода узла системы внутреннего электроснаб-
жения является требование обеспечения селективности работы
защит.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1.	Перечислите основные особенности электротех-
нических систем газоперерабатывающих предприятий.

2.	Дайте определение статической и динамической устойчи-
вости промышленных электротехнических систем.

3.	Что такое граница устойчивости узла электрической на-
грузки?

4.	В чем заключается процедура расчета границы статичес-
кой устойчивости узла электрической нагрузки?

5.	В чем заключается процедура расчета границы динамиче-
ской устойчивости узла электрической нагрузки?
ОСНОВНЫЕ

НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ

14

ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ

КОМПЛЕКСОВ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ

глава ПРОМЫШЛЕННОСТИ

14.1. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ

РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОПРИВОДА
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

Нефтегазовая промышленность, а особенно нефте-
добыча и внутрипромысловый транспорт, являются весьма
энергоемкими отраслями, причем основной объем электроэнер-
гии потребляют насосы (наземные и погружные) и компрессо-
ры. Значительный рост стоимости электроэнергии, получаемой
от источников централизованного электроснабжения, и стои-
мости линий электропередачи, а также наметившиеся тенден-
ции перехода к автономному энергоснабжению с источниками
ограниченной установленной мощности выводят на первый
план задачи энергосбережения.

Для технологических установок нефтяной и газовой про-
мышленности эти задачи успешно решаются применением ре-
гулируемого электропривода.

В ближайшие годы основной объем внедрения регулируемых
электроприводов на предприятиях нефте- и газодобычи нашей
страны будет связан с их реконструкцией. При этом наряду с
заменой изношенного или морально устаревшего оборудования
возможна и модернизация электроприводов путем доукомплек-
тования существующих электрических машин и систем управ-
ления тиристорными преобразователями и другими компонен-
тами регулируемого электропривода. При этом ожидаемая эко-
номия электроэнергии за счет внедрения регулируемого элект-
ропривода может составить до 40 % от ожидаемой экономии по
всей совокупности мероприятий.

Практическая безальтернативность регулируемого электро-
привода для тяжелых и экстремальных условий эксплуатации
обусловливает особую важность создания таких электроприво-
дов для технических средств освоения континентального
шельфа.

Основные направления развития электропривода техноло-
гических установок нефтяной и газовой промышленности совпа-
дают с общей тенденцией развития электропривода на совре-
менном этапе - все более широким применением регулируемо-
го электропривода и компьютерных средств автоматизации при
создании нового и модернизации действующего технологичес-
кого оборудования. Следует также отметить специфическое для
нефтяной и газовой промышленности направление дальнейше-
го совершенствования электропривода - повышение надежнос-
ти и взрывозащищенности. Перечислим эти направления.

1.	Широкое применение тиристорных преобразователей для
регулирования скорости электроприводов постоянного и пере-
менного тока. Повышение мощности тиристорных преобразова-
телей частоты и рода тока.

2.	Стандартизация силового электрооборудования, повыше-
ние степени его заводской готовности.

3.	Повышение КПД и других технико-экономических пока-
зателей.

4.	Создание серии комплектных электроприводов, включа-
ющих в себя силовое электрооборудование, системы автомати-
ческого управления, контроля защиты и диагностики.

5.	Унификация и миниатюризация аппаратуры управления.

6.	Применение средств вычислительной техники, использо-
вание модульного принципа построения систем управления.

7.	Разработка типовых структур управления электропривода-
ми на основе использования средств вычислительной тех-
ники.

8.	Совершенствование конструкций электродвигателей и
аппаратуры управления с целью повышения взрывозащищен-
ности и надежности.

9.	Создание средств автоматизированного проектирования
электроприводов.

Внедрение регулируемого электропривода постоянного тока
для буровых установок было начато применительно к установ-
кам, рассчитанным на большие глубины бурения: 6500 (в том
числе морские БУ), 8000 м и более, а затем установкам, пред-
назначенным для бурения на глубине от 2500 до 5000 м.
До последнего времени системы регулируемого элект-
ропривода для буровых установок (система ТП-Д, АВК
и др.) по своим технико-экономическим показателям были
более выгодными по сравнению с частотно-регулируемым
электроприводом. Однако создание преобразователей частоты
с использованием силовых транзисторных модулей (ЮВТ)
и запираемых тиристоров (ОТО) в комплекте с микро-
процессорными средствами управления сделали весьма пер-
спективными применение частотно-регулируемых электропри-
водов.

В табл. 14.1 приведены ожидаемые преимущества от внед-
рения частотно-регулируемого электропривода для буровых
установок.

Таким образом, применение частотно-регулируемого элект-
ропривода в технологических установках магистрального
транспорта нефти и газа имеет широкие перспективы.

В настоящее время в зарубежной практике магистрального
транспорта углеводородного сырья используются частотно-
регулируемые электроприводы турбомашин мощностью
35 МВт, причем единичная мощность электроприводов посто-
янно растет.

Применение частотно-регулируемого электропривода может
обеспечить существенные экономические и технические пре-
имущества насосов, используемых для поддержания пластового
давления, внутрипромысловой перекачки нефти, погружных
центробежных насосов, технологических установок добычи
нефти и др. Однако при этом необходимо учитывать трудности
технического и экономического характера:

весьма существенное удорожание электрооборудования по
сравнению с имеющим массовое распространение нерегулиру-
емым электроприводом;

недостаточную отработку систем частотного электропривода
для широких масштабов внедрения, относительно малый опыт
применения наиболее перспективных преобразователей на си-
ловых транзисторных модулях (ЮВТ) и на запираемых тири-
сторах (СТО);

тяжелые условия эксплуатации и наряду с этим жесткие
требования к безотказности в работе.

Поскольку внедрение регулируемого электропривода связано
со значительными капитальными затратами, следует выделить
области наиболее целесообразного его применения на бли-
жайший период, в которых может быть достигнут положитель-
ный эффект при наименьших затратах. К таким областям
можно отнести (в порядке приоритетности):
Преимущества, обеспечиваемые применением частотно-регулируемого электро-
привода переменного тока

Технологический механизм и его назначение	Приводная мощ- ность, кВт	Основная система привода	Преимущества
Буровой насос для создания цирку- ляции промывоч- ной жидкости в скважине  Буровая лебедка для подъема ин- струмента и по- дачи долота на забой	От 300 до 1180  Для подъема: от 320 до 1000	Синхронный электродвигатель с прямым пуском с наглухо подклю- ченным возбуди- телем, или асин- хронный электро- двигатель с фаз- ным ротором, включенный по схеме вентильного каскада, или электродвигатель постоянного тока  Для подъема: асинхронный электродвигатель с фазным ротором с дроссельно-кон- такторным пуском или электродвига- тель постоянного тока с двухзонным регулированием частоты вращения	Наилучшее ис- пользование ус- тановленной мощности и ра- бота в оптималь- ных режимах для каждого ин- тервала буре- ния. Увеличе- ние скорости вращения доло- та, средней мощности, под- водимой к доло- ту. Возмож- ность пуска на- соса под на- грузкой. Облег- чение восста- новления цир- куляции, сок- ращение затрат времени на про- мывку скважин. Уменьшение числа рейсов в связи с увели- чением средней проходки на долото Для подъема: повышение про- изводительнос- ти спуско-подъ- емных опера- ций. Сокраще- ние числа ме- ханических пе- редач. Повыше- ние надежности механического оборудования. Сокращение энергетических затрат
Технологический механизм и его назначение	Приводная мощ- ность, кВт	Основная система привода	Преимущества
Ротор для переда- чи энергии долоту с поверхности че- рез колонну бу- рильных труб и производства вспомогательных операций при бу- рении  Комплект вспомо- гательных меха- низмов для меха- низации трудоем- ких процессов. В т.ч. пескоотдели- тель ПГ60/300 или отделитель ИГ45/75; ситоги- дроциклонный сепаратор СГО 45/150 или 65/300; гидро- циклонный гли- ноотделитель ИГ- 45М или ГУР-2; насосный агрегат блока приготовле- ния и обработки бурового раствора	Для подачи: от 32 до 90  От 150 до 500  Суммарная уста- новленная мощ- ность электрообо- рудования цир- куляционной си- стемы от 200 до 770 кВт, потреб- ляемая мощность не более 360 кВт	Для подачи: электродвигатель постоянного тока с однозонным регу- лированием часто- ты вращения  При индивидуаль- ном приводе ре- гулируемый элек- тропривод посто- янного тока с пи- танием от тирис- торного преобра- зователя. В целях унификации обыч- но применяют двигатель с запа- сом по мощности Асинхронный электродвигатель с короткозамкну- тым ротором и пускоостановоч- ное устройство без регулирования частоты вращения	Для подачи: ав- томатическое регулирование подачи долота с помощью регуля- тора активного типа не может быть реализовано без использова- ния полноуправ- ляемого электро- привода Повышение меха- нической и рей- совой скорости бурения. Огра- ничение напря- жений в трубах и защита от поло- мок  Выбор оптималь- ного технологи- ческого режима. Сокращение энергетических затрат. Опера- тивное регулиро- вание физичес- ких свойств бу- рового раствора

1)	электропривод погружных центробежных насосов для
добычи нефти мощностью 20-180 кВт, напряжение нестан-
дартное, в пределах от 550 до 2000 В для различных модифи-
каций ;

2)	электропривод станков-качалок мощностью 20-70 кВт,
напряжение 380 В, а также электропривод вспомогательных
механизмов буровых установок той же мощности;

3)	электроприводы достаточно широкого применения мощ-
ностью 630-1250 кВт, напряжением 6 (10) кВ, с синхронными
и асинхронными двигателями для различных насосов и ком-
прессоров, буровых установок и т.д.;

4)	электроприводы для центробежных насосов и компрессо-
ров мощностью более 4000 кВт, напряжением 6(10) кВ.

Электроприводы первой и второй группы имеют относи-
тельно небольшую мощность, в связи с чем легче решать
сложные задачи конструктивного исполнения комплектных ти-
ристорных преобразователей для тяжелых условий эксплуата-
ции. Кроме того, для этих групп следует ожидать быстрого
получения положительного результата по эффективности при-
вода и срокам окупаемости капитальных затрат.

Для электроприводов третьей группы одной из возможных
областей применения может быть привод буровых установок,
где уже достаточно широко используется тиристорный элект-
ропривод постоянного тока. Технико-экономический эффект от
замены электропривода постоянного тока частотно-регулируе-
мым может быть достигнут за счет снижения капитальных за-
трат на электрооборудование.

Для четвертой группы электроприводов применение частот-
но-регулируемого электропривода весьма перспективно в связи
с тем, что выпускаемые серийно двигатели серий СТД и 4АТД
в большинстве случаев не снабжены пусковыми устройствами.
Вынужденная необходимость прямого пуска и отсутствие воз-
можности регулирования скорости оказывают отрицательное
влияние на экономичность и надежность электроприводов.

14.2. ЗАДАЧА АВТОМАТИЧЕСКОГО
УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОПРИВОДАМИ
ИСПОЛНИТЕЛЬНЫХ МЕХАНИЗМОВ
БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

Внедрение регулируемого электропривода испол-
нительных механизмов буровой установки обеспечивает воз-
можность оптимального выполнения технологических процес-
сов проводки скважин, повышение их качества и технико-
экономических показателей в результате применения систем
автоматического управления (САУ).

Совершенствование и развитие автоматизации основных
исполнительных механизмов технологического комплекса буро-
вой установки включает в себя ряд направлений, к которым
можно отнести:

повышение степени механизации и переход от частичной
механизации и автоматизации к комплексной автоматизации
всего технологического комплекса проведения работ;

улучшение качества технологических режимов на основе
внедрения высокоэффективных микропроцессорных систем
управления, в том числе адаптивных;

разработку информационных устройств наблюдения техно-
логических параметров, систем контроля и защиты;

создание устройств диагностики механизмов и систем элек-
тропривода.

Разработка и внедрение управляющих устройств оптималь-
ного управления технологическим процессом (с формировани-
ем режимов, оптимальных по заданному критерию качества)
целесообразны прежде всего для систем управления бурением
и машинными операциями по спуску и подъему, охватывающих
два основных технологических режима, в которых взаимодей-
ствуют наиболее энергоемкие механизмы установки, а требуе-
мый эффект обусловлен непосредственным воздействием на
систему электропривода.

Улучшение качества технологических режимов в результате
внедрения САУ связано с введением как прямого цифрового
управления, так и управляющих устройств всех уровней авто-
матизации от локальных регуляторов до системы управления
комплексом механизмов.

В табл. 14.2 приведены основные функции и задачи САУ
электроприводами основных механизмов буровой установки.

В общем виде система управления электроприводом включа-
ет в себя ряд подсистем: включения, регулирования, контроля,
защиты и блокировки, информационную и диагностики. При-
менение микроЭВМ обеспечивает принципиальную возмож-
ность реализации всех указанных выше задач управления на
единой аппаратной основе. Поэтому, наряду с основными зада-
чами САУ, приведенными в табл. 14.2, возникает ряд дополни-
тельных. Например, возможность введения в комплектный
электропривод систем диагностики на базе микроЭВМ должна
быть рассмотрена применительно ко всем электроприводам
исполнительных механизмов буровой установки.
Задачи систем автоматического управления электроприводами исполнительных
механизмов буровой установки

Электропри- водной механизм	Функции механизма в основных производствен- ных операциях	Задачи систем автоматического управления*
Ротор  Регулятор по- дачи долота  Буровой насос  Циркуляцион- ная система	Обеспечение при роторном бурении момента на поро- доразрушающем инструмен- те и частоты его вращения; ограничение крутящего мо- мента, передаваемого через КБТ; постоянное или пери- одическое вращение КБТ с фиксированной малой ско- ростью при турбинном бу- рении  Подача породоразрушающего инструмента на забой в за- данном диапазоне скорос- тей; поддержание рацио- нального значения осевой нагрузки на долото с опре- деленной точностью  Подача промывочной жидко- сти в скважину при буре- нии, промывке и восстанов- лении циркуляции; созда- ние потока жидкости для подвода энергии к турбобу- РУ  Приготовление и регулиро- вание физико-химических свойств бурового раствора; очистка бурового раствора; долив раствора в скважину	Выбор оптимального зна- чения частоты вращения при заданной нагрузке на долото с учетом текущих параметров технологичес- кого режима, определение оптимальной траектории изменения частоты вра- щения долота в течение рейса; регулирование установки ограничения крутящего момента в функ- ции режима работы доло- та и КБТ; сигнализация о возникновении перегруз- ки  Выбор оптимального зна- чения осевой нагрузки на долото в зависимости от технических, технологи- ческих и геологических факторов и поддержание этого значения при изме- нении параметров режи- ма  Выбор оптимального зна- чения расхода промывоч- ной жидкости в зависимо- сти от конструкции сква- жины и технологических параметров режима. Ав- томатическое изменение частоты ходов насоса в соответствии с оптималь- ным законом регулирова- ния и характеристикой турбобура; демпфирова- ние колебаний давления и расхода на выходе на- соса  Дистанционное управле- ние электроприводами механизмов системы по заданной программе; ав- томатическая дозировка и транспортировка мате-
Электропри- водной механизм	Функции механизма в основных производствен- ных операциях	Задачи систем автоматического управления*
Спуско-подъ- емный агрегат  Комплекс ме- ханизмов спус- ка-подъема  *В перечне контроль и диаг блокировок, упр	Разгон, перемещение с уста- новившейся скоростью, за- медление и остановка в за- данном положении КБТ или незагруженного элева- тора в сторону подъема или спуска. Обеспечение согла- сованности во времени рабо- ты лебедки, клиньев, ключа, стрелы и тележки комплекса механизмов спуска-подъема Ограничение темпа разгона КБТ в сторону подъема Обеспечение согласованно- сти во времени работы ле- бедки, клиньев, ключа, стрелы и тележки комплек- са механизмов спуска- подъема.  Ограничение темпа разгона КБТ в сторону спуска Механизированное выпол- нение операций по перено- су свечи  опущены задачи, одинаковь ностика работы, обеспечение авление преобразователем.	риалов и химических реагентов; оперативное регулирование физико- химических свойств буро- вого раствора путем авто- матизированной добавки реагентов; автоматичес- кий долив раствора в скважину при спуско- подъемных операциях Определение оптималь- ных темпа разгона, уста- новившейся скорости и траектории замедления, обеспечивающей точную остановку в функции на- грузки на крюке; реали- зация оптимального уп- равления перемещением крюка  Программное управление с выдачей команд на со- пряженные механизмы; автоматическое ограниче- ние темпа разгона в соот- ветствии с допустимым ускорением (замедле- нием)  Автоматическое управле- ние последовательностью операций по переносу свечи; программное уп- равление расстановкой свечей; согласованное управление механизмами комплекса во времени  1е для всех механизмов: технологических защит и

Задачи и функции САУ должны быть конкретизированы в
соответствии со специфическими особенностями исполнитель-
ного механизма.
До последнего времени в автоматизированном электропри-
воде исполнительных механизмов буровых установок основное
применение получили средства аналоговой вычислительной
техники, включающие в себя модули унифицированной блоч-
ной системы регуляторов УБСР - АИ.

По сравнению с аналоговыми системами микропроцессор-
ные системы обладают рядом преимуществ.

1.	Гибкость. Возможность путем перепрограммирования
изменять не только параметры системы управления, но и ал-
горитмы и даже структуру. При этом аппаратная часть систе-
мы остается неизменной. В аналоговых системах потребова-
лась бы перекомпоновка аппаратной части.

Программное обеспечение микроЭВМ можно легко коррек-
тировать как в предпусковой период, так и в процессе их экс-
плуатации. Благодаря этому снижаются затраты и сокращают-
ся сроки проведения наладочных работ, изменяется их харак-
тер, поскольку необходимые эксперименты по определению
характеристик и параметров, а также настройка регуляторов
могут быть произведены автоматически самой микроЭВМ по
заранее подготовленной программе.

2.	Снятие всех ограничений на структуру управля-
ющего устройства и законы управления. При этом показатели
качества цифровых систем могут значительно превышать пока-
затели качества управления непрерывных систем управления.

Путем введения соответствующих программ могут быть реа-
лизованы сложные законы управления (оптимизация, адапта-
ция, прогнозирование и др.), в том числе такие, которые слож-
но осуществить с помощью аналоговых средств. Появляется
возможность решения интеллектуальных задач, обеспечиваю-
щих правильность и эффективность ведения технологических
процессов. На основе микроЭВМ могут быть построены систе-
мы любых типов, включая системы с подчиненным управлени-
ем, многомерные системы с перекрестными связями и др.

3.	Самодиагностика и самотестирование цифро-
вых управляющих устройств. Возможность проверки исправ-
ности механических узлов привода, силовых преобразовате-
лей, датчиков и другого оборудования во время технологичес-
ких пауз, т.е. автоматическая диагностика состояния оборудо-
вания и раннее предупреждение аварий.

Эти возможности дополняются развитыми средствами борь-
бы с помехами. Главное здесь - замена аналоговых линий пе-
редачи информации цифровыми, содержащими гальванические
развязки, волоконно-оптические каналы, помехоустойчивые ин-
тегральные микросхемы в качестве усилителей и коммутаторов.
4.	Более высокая точность вследствие отсутствия
дрейфа нуля, характерного для аналоговых устройств. Так,
цифровые системы регулирования скорости электропривода
могут обеспечить повышение точности регулирования на два
порядка по сравнению с аналоговыми.

5.	Простота визуализации параметров процесса уп-
равления путем применения цифровых индикаторов, индика-
торных панелей и дисплеев, организации диалогового режима
обмена информацией с оператором.

6.	Большая надежность, меньшие габариты,
масса и стоимость. Высокая надежность микроЭВМ по
сравнению с аналоговой техникой обеспечивается применени-
ем больших интегральных микросхем (БИС), наличием специ-
альных систем защиты памяти, помехозащищенности и други-
ми средствами. Благодаря высокому уровню технологии произ-
водства БИС снижаются затраты на изготовление систем уп-
равления электроприводами. Эти преимущества особенно про-
являются при использовании одноплатных и однокристальных
ЭВМ.

Рассмотрим направления совершенствования электроприво-
дов конкретных технологических установок.

Электропривод буровых насосов. При роторном бурении
буровой насос оказывает влияние в основном на качество про-
мывки скважины и охлаждение долота, при турбинном - обес-
печивает подвод энергии к забойному двигателю и непосредст-
венно участвует в управлении режимом бурения. Поскольку
вид бурения для установки заранее не определен и в ходе
проводки глубокой скважины может осуществляться переход с
роторного на турбинное бурение и наоборот, С АУ электропри-
водом должна быть унифицированной.

Значительное повышение производительности бурения мо-
жет быть достигнуто применением адаптивной С АУ, которая
на основе информации о расходе и параметрах промывочной
жидкости, механической скорости, глубине скважины и других
параметрах бурения автоматически регулирует частоту враще-
ния (и соответственно производительность насоса) в процессе
углубления скважины с периодической заменой гидравлической
характеристики забойных механизмов.

Одновременно САУ электроприводом насоса может обеспе-
чить демпфирование колебаний давления и расхода промывоч-
ной жидкости на выходе, обусловленных конструктивными
особенностями поршневых насосов.

К другим функциям микропроцессорной САУ электроприво-
дом бурового насоса можно отнести:
поддержание оптимального значения регулируемой величи-
ны с периодическим изменением уставки в соответствии с
принятым законом регулирования;

решение задач контроля и защиты технологического про-
цесса;

обеспечение контроля и диагностики тиристорного электро-
привода постоянного или переменного тока;

программное управление режимом промывки скважины и
восстановления циркуляции.

По мере развития телеметрических средств контроля тех-
нологического процесса, в частности датчиков момента и часто-
ты вращения турбобура, измеряющих эти параметры процесса
непосредственно, алогоритм управления режимом турбинного
бурения может быть перестроен.

В двухуровневой структуре САУ задачи выбора и расчета
значений управляемых величин может выполнять информаци-
онно-управляющий комплекс, а непосредственное управление
электроприводом в соответствии с заданным режимом - мик-
ропроцессорный контроллер, встроенный в комплектное уст-
ройство управления электроприводом.

Электропривод ротора. Производительность роторного бу-
рения зависит от сочетания частоты вращения долота, осевой
нагрузки на долото, расхода промывочной жидкости, физичес-
ких свойств буримых пород и других факторов. Многообразие
факторов, связанных с процессом взаимодействия долота с по-
родой, сложность и взаимозависимость этих факторов в значи-
тельной степени затрудняют получение математической моде-
ли, адекватно отражающей процесс бурения.

Одной из задач САУ электроприводом ротора является вы-
бор оптимального управляющего воздействия в условиях взаи-
мосвязанного управления рядом исполнительных механизмов и
отсутствия строгого математического описания процесса. Ре-
шение этой задачи возможно на основе использования адап-
тивных систем управления на базе ЭВМ. Принципы построе-
ния САУ с адаптивными моделями глубокого роторного бурения
заключаются в применении однотактной схемы идентификации
параметров модели и пассивного слежения за их изменением,
использовании декомпозиции критерия оптимизации на со-
ставляющие по виду износа инструмента (по опоре и воору-
жению долота) и определении вида износа, на который следу-
ет ориентироваться при нахождении оптимальных управляю-
щих воздействий.

При этом автоматическое управляющее устройство адапта-
ции может включать в себя: структуру идентификатора, по-
462
следовательныи адаптивно-итеративныи алгоритм которого да-
ет возможность получать значения оценок параметров модели
по однократному испытанию объекта управления;

структуру, в основе построения которой использован алго-
ритм управления, обеспечивающий чередование режима иден-
тификации параметров модели с формированием управляющих
воздействий (нагрузки на долото и скорости его вращения).
Полученная информация может быть использована для изуче-
ния объекта управления в процессе эксплуатации;

структуру, использующую алгоритм распознавания вида от-
работки долота и обеспечивающую при формировании опти-
мальных управляющих воздействий максимальное значение
критерия оптимизации при изменяющихся условиях функцио-
нирования объекта.

Другой задачей САУ электроприводом ротора является оп-
тимальное управление частотой вращения ротора, направлен-
ное на обеспечение максимального использования установлен-
ной мощности привода. Эта задача связана с необходимостью
регулирования частоты вращения ротора в функции глубины
скважины, от рейса к рейсу, от начала рейса к его концу, а
также в зависимости от физических свойств буримых пород и
интенсивности режима промывки.

Задачей САУ может быть также непосредственное управле-
ние электроприводом ротора в реальном масштабе времени с
частотой квантования, достаточной для измерения текущих
значений управляемых величин, вычисления оптимальных
значений управляющих воздействий, сравнения текущих зна-
чений с оптимальными и выполнения действий, направленных
на их сближение.

К задачам САУ можно также отнести:

ограничение момента, передаваемого на КБТ (уставка может
быть регулируемой, с учетом изменения конструкций КБТ и
режима работы долота);

решение других задач контроля и защиты технологического
процесса в соответствии с заданным алгоритмом;

обеспечение контроля и диагностики работы тиристорного
электропривода.

При двухуровневой структуре САУ задача расчета управ-
ляющих воздействий может быть передана информационно-
управляющему комплексу верхнего уровня, а непосредственное
управление электроприводом - локальной САУ.

Электропривод спуско-подъемного агрегата. Цели автома-
тизации СПА - увеличение производительности, уменьшение
динамических условий в механических узлах за счет формиро-
вания заданного закона управления, оптимизация энергетичес-
ких показателей работы буровой установки, улучшение работы
обслуживающего персонала. Увеличения производительности
СПА можно достичь сокращением времени операций пуска и
торможения, уменьшения динамических нагрузок - ограниче-
нием ускорения (замедления).

Поскольку СПА работает в режимах дискретного изменения
от цикла к циклу активной нагрузки, для получения кратчай-
шего времени разгона (торможения) необходимо в каждом
цикле корректировать темп изменения выходного сигнала за-
датчика интенсивности в функции веса КБТ. При этом долж-
ны быть учтены ограничения, связанные как с механической
частью СПА (ускорение на должно превышать допустимое
значение), так и с током якоря электродвигателя. При двух-
зонном регулировании скорости необходимо также учитывать
изменение магнитного потока электродвигателя.

Задатчик интенсивности с переменным коэффициентом
усиления для решения подобной задачи может быть реализо-
ван на базе микропроцессорной техники. Функциональная
схема САУ буровой лебедки с микроЭВМ в качестве программ-
но-задающего устройства приведена на рис. 14.1, а.

С помощью ЭВМ решается задача формирования оптималь-
ного движения КБТ при пуске и на установившейся скорости.
При этом регулятор мощности РМЛ и задатчик интенсивности
ЗИ реализуются соответствующей программой ЭВМ.

В режиме замедления и точной остановки изменяется
структура управляющего устройства. Программы РМЛ и ЗИ
не работают, обработка информации ведется с помощью про-
грамм “задатчик положения - регулятор положения (ЗП-РП)”
(рис. 14.1, б). До начала торможения предварительно реша-
ются уравнения задатчика положения для нахождения расчет-
ного значения тормозного пути. Когда расстояние до уровня
точной остановки становится равным заданному пути, начинает
работать программа, решающая уравнения системы регулиро-
вания положения. В результате на вход регулятора скорости
через устройство сопряжения с объектом подается сигнал изс,
обеспечивающий заданный закон изменения пути торможения
во времени.

Основную долю времени цикла подъема или спуска КБТ
составляет период установившегося движения. Выбор скорости
перемещения рабочего органа в применяемых в настоящее вре-
мя буровых установках осуществляется по закону постоянства
мощности с помощью регуляторов мощности.

Аналоговые регуляторы мощности отличаются невысокой
а

Рис. 14.1. Функциональная схема САУ буровой лебедки с микроЭВМ в качест-
ве программно-задающего устройства в режиме замедления (ф) и точной оста-
новки ( ):

РМЛ - регулятор мощности; ЗИ - задатчик интенсивности; ЗП, РП - соот-
ветственно задатчик и регулятор положения; ДВ - датчик веса КБТ; изп, изс -
соответственно сигналы задания положения и скорости; 1/р - оператор ин-
тегрирования; го - угловая скорость вала буровой лебедки; 5д - угол поворота
вала буровой лебедки

стабильностью, обусловленной использованием нелинейных
функциональных преобразователей, дрейфом операционных
усилителей и др., что отражается на точности отработки зако-
на регулирования и соответственно на производительности.
Однако главным резервом повышения производительности при
использовании ЭВМ является возможность реализации более
целесообразного закона регулирования.

Регулирование по закону постоянства мощности оптимально
по критерию кратчайшего времени перемещения только
при постоянной относительной продолжительности включения
привода. Длительность же рабочего цикла СПА - величина
переменная, она изменяется от цикла к циклу, в то время
как длительность вспомогательных операций при существую-
щем в настоящее время уровне их механизации и автоматиза-
ции остается величиной практически постоянной. Таким обра-
зом, для электропривода СПА относительная продолжитель-
ность включения - величина переменная, уменьшающаяся по
мере снижения веса КБТ и повышения скорости подъема.
В связи с изложенным в качестве критерия оптимизации мо-
жет быть принято постоянство уровня потерь в якоре электро-
двигателя.

Аналитическое выражение закона регулирования при этом
имеет сложный характер, и его реализация требует примене-
ния средств цифровой вычислительной техники.

Следует отметить, что специфика загрузки СПА машинными
операциями, обусловленная необходимостью многократного
подъема КБТ с различных глубин, заключается в том, что
циклы с малыми нагрузками выполняются во много раз чаще,
чем циклы с нагрузкой, близкой к номинальной. Поэтому со-
кращение длительности машинного цикла при малых нагруз-
ках путем перехода к управлению по критерию постоянства
электрических потерь в якоре электродвигателя может сущест-
венно уменьшить суммарное время спуско-подъемных операций
за период проходки скважины.

Возможности совершенствования динамических режимов
работы СПА не исчерпываются рассмотренными выше закона-
ми. На ЭВМ можно возложить задачу подавления средствами
электропривода динамических нагрузок при спуско-подъемных
операциях по информации об усилии в канате и его первой и
второй производных.

Мультипрограммный режим работы микроЭВМ позволяет
одновременно с выполнением программ осуществлять контроль
и диагностику основных узлов СПА.

Вспомогательные механизмы буровой установки. Значи-
тельная часть времени (примерно четверть всего производи-
тельного времени строительства скважины) затрачивается на
приготовление, утяжеление и обработку бурового раствора.
Механизация и автоматизация этих трудоемких процессов
обеспечивают значительную экономию материальных и трудо-
вых ресурсов. Наиболее экономичные способы обработки могут
быть реализованы на основе использования микроЭВМ.

Чтобы обеспечить соответствие параметров бурового раство-
ра заданным, управляющая ЭВМ при отклонении этих пара-
метров от заданного значения вырабатывает управляющие воз-
действия на механизмы системы раствороснабжения в виде
добавок реагентов, утяжелителей и т.д.

При двухуровневой САУ на верхнем уровне может обраба-
тываться текущая информация о качестве бурового раствора и
рассчитываться необходимый объем добавок в буровой раствор,
а регулирующие воздействия могут быть реализованы локаль-
ными контроллерами.

При комплексном управлении электроприводами механиз-
мов, обеспечивающих технологический процесс углубления
466
скважины, возможно дистанционное регулирование механиз-
мов, осуществляющих очистку бурового раствора от выбурен-
ной породы. Однако это требует оснащения механизмов регу-
лируемыми электроприводами.

Кроме того, в технологическом комплекте приготовления и
регулирования бурового раствора может быть предусмотрено
дистанционное управление следующими процессами: приема и
хранения порошкообразных материалов, дозирования и подачи
сыпучих материалов и химических реагентов, приготовления
маточного раствора, очистки бурового раствора от выбуренной
породы, химической обработки и утяжеления бурового раство-
ра, регенерации утяжелители и др.

При использовании микроЭВМ на нее могут быть также
возложены задачи по регулированию параметров бурового рас-
твора при глушении скважины, измерению и регулированию
параметров ее ствола при наклонно направленном бурении.

Другим важнейшим вспомогательным механизмом, опреде-
ляющим производительность буровой установки, является ме-
ханизм переноса свечи при спуско-подъемных операциях. За-
дача САУ управления электроприводом тележки - обеспечение
замедления и точной остановки против заданной кассеты (или
при возврате в нулевое положение - против центра скважи-
ны). Для контроля положения тележки могут служить датчик,
установленный на тележке, и магнитные шунты (флажки),
расположенные вдоль пути тележки в определенных местах
относительно осей кассет и центра скважины. Датчик положе-
ния при прохождении каждого шунта выдает импульс в систе-
му логического управления, которая ведет счет импульсов и
подает сигналы в САУ замедления и точной остановки. При
этом микроЭВМ управляет последовательностью работы меха-
низмов и обеспечивает расстановку свечей в строго определен-
ном порядке.

Диагностика электроприводов с использованием микро-
процессоров. Целью применения систем диагностики является
проверка работоспособности комплектных систем электропри-
вода, содержащих тиристорные преобразователи, электродви-
гатели, датчики, микропроцессорные средства управления и
др., а также диагностика неисправностей, позволяющая макси-
мально сократить время восстановления.

Система диагностики может обеспечить:

проверку работоспособности микропроцессора, программного
обеспечения;

проверку исправности силовых тиристоров, предохраните-
лей и систем управления преобразователями;
контроль включения вентиляторов;

сигнализацию о состоянии преобразователя и электропри-
вода (“готов к работе”, “не готов к работе”), потере питания
электроэнергией, превышении ограничения по току, мгновен-
ном значении тока, скорости двигателя, напряжении, темпера-
туре в шкафу, отказе силового тиристора и предохранителя (с
указанием номера).

К указанным функциям могут быть добавлены технологичес-
кие защиты и блокировки, а также специфические задачи для
конкретного электропривода.

Следует также отметить, что задача диагностики тиристор-
ного электропривода является общей для широкой номенклату-
ры электроприводов и должна решаться по мере того, как в
промышленности будут апробированы унифицированные тех-
нические решения с учетом специфики конкретного электро-
привода.

14.3.	АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ

РАЗВИТИЯ СРЕДСТВ МАЛОЙ ЭНЕРГЕТИКИ
ДЛЯ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
НА БАЗЕ КОНВЕРТИРОВАННЫХ
ГАЗОТУРБИННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ

Производство электрической и тепловой энергии в
России за последние годы постоянно снижалось. Это связано
не только со спадом промышленного производства, но и с фи-
зическим старением энергетического оборудования, которое по
целому ряду причин не компенсируется вводом новых мощнос-
тей. Ежегодная выработка ресурса электростанций в 5-7 раз
превышает ввод новых мощностей.

Проблемы формирования инвестиций и их быстрой окупае-
мости, экологические, транспортные и другие задачи, препят-
ствующие развитию большой энергетики (на основе агрегатов
большой единичной мощности), вынуждают обратиться к малой
энергетике для компенсации потерь, связанных с выводом из
эксплуатации крупных энергетических агрегатов и нарушени-
ем целостности энергетических сетей.

Станции и сети энергоснабжения объектов газовой и неф-
тяной промышленности подвержены особенно интенсивному
старению, что угрожает сокращением производства топлива и,
как следствие, электрической и тепловой энергии.

Освоение новых регионов добычи углеводородного сырья на
севере и востоке России вызывает необходимость их автоном-
ного обеспечения в короткие сроки электрической и тепловой
энергией. Все это делает еще более актуальным развитие ма-
лой энергетики.

В сложившихся экономических условиях высокая стоимость
энергоресурсов, электроэнергии и тепла, а также высокая пла-
та за установленную мощность вынуждают предприятия и ре-
гионы обращаться к альтернативным источникам энергии, в
частности к средствам малой энергетики, базирующимся на
современных технологиях.

За последние 10 лет в мировой практике получили широкое
распространение высокоавтоматизированные установки для
комбинированного производства электроэнергии и тепла
(ТЭЦ) малой и средней мощности с агрегатами единичной
электрической мощностью до 25 МВт. Наибольшее применение
находят газотурбинные установки (ГТУ) и парогазовые уста-
новки (ПГУ) единичной мощностью энергоблоков 1-25 МВт,
создаваемые на базе современных газотурбинных двигателей, в
частности авиационных. В развитых странах на их долю при-
ходится значительная часть производимой электроэнергии.

В США, например, общая мощность эксплуатируемых ГТУ
(как правило, теплофикационных), принадлежащих частным
предприятиям, составляет 49,1 тыс. МВт. В 1989 г. на их долю
приходилось 8,3 % суммарной установленной мощности элект-
ростанций всех типов.

В Великобритании 3,6 %, а в Финляндии - 35 % всей про-
изводимой в стране электроэнергии вырабатывается на газо-
турбинных электростанциях, принадлежащих промышленным
предприятиям, муниципалитетам и т.д.

Доля ГТУ в общем объеме производства электроэнергии в
Германии достигала в 1989 г. почти 17 % и продолжает возрас-
тать. Многие отрасли промышленности уже полностью пере-
шли на самообеспечение электроэнергией и теплом, причем на
долю ТЭЦ малой мощности (до 10 МВт) в этих отраслях при-
ходится 60-100 %.

В Японии также усиливается тенденция к децентрализации
энергоснабжения на основе использования ГТУ-ТЭЦ мощнос-
тью от 1 до 10 МВт. Газотурбинные ТЭЦ сооружаются при
больницах, спортивных и торговых центрах, гостиницах и т.д.

Россия существенно уступает развитым странам по приме-
нению ГТУ в тепло- и электроэнергетике. Доля установленной
мощности ГТУ-ТЭЦ составляет менее 1,2 % общей мощности
тепловых электростанций.

Форсированное техническое перевооружение малой энерге-
тики России возможно лишь при условии привлечения научно-
технического и производственного потенциала оборонных от-
раслей. Конверсия оборонных предприятий России привела к
устойчивой тенденции - использованию авиационных, судовых
и других газотурбинных двигателей (ГТД) в народном хозяй-
стве, в том числе в электроэнергетике. Предприятиями обо-
ронной промышленности разрабатывается и выпускается до-
статочно широкая номенклатура изделий и материалов, приме-
нение которых в электроэнергетике страны позволит сущест-
венно улучшить технико-экономические и экологические пока-
затели электростанций. Ряд моторостроительных заводов ВПК
мог бы уже в ближайшие годы конвертировать освоенные про-
изводством авиационные газотурбинные двигатели различной
мощности для использования в энергетических целях.

Эти обстоятельства обусловливают важную роль малой
энергетики на базе газотурбинных установок (ГТУ) в энерге-
тической программе страны. Под ГТУ при этом понимается
агрегат, содержащий ГТД и электрогенератор. Сооружение
электростанций малой мощности на базе ГТУ вовсе не исклю-
чает необходимости сооружения новых и модернизации дейст-
вующих крупных электростанций. Вместе с тем малые элект-
ростанции должны в ближайшие годы стать существенным
фактором развития энергетики в России.

14.4.	НЕЗАВИСИМАЯ ЭНЕРГЕТИКА
ОАО “ГАЗПРОМ”

В условиях реформы народного хозяйства, струк-
турной перестройки производства и становления рыночных
отношений ОАО “Газпром” ведет поиск новых направлений
деятельности с целью обеспечения наибольшей прибыли от
хозяйственной деятельности предприятий газовой промышлен-
ности. Как указывалось выше, производство электрической и
тепловой энергии в нашей стране снижается. Согласно экс-
пертным оценкам, в ближайшие годы Россия исчерпает ресурс
25 % оборудования действующих тепловых электростанций.
К 2010 г. объем такого оборудования возрастет уже до 60 %.
Только на атомных станциях в период с 2002 по 2010 г. про-
гнозируемая потеря мощности составит более 8 млн. кВт.

Анализ, выполненный группой специалистов Российской
академии наук и изложенный в “Энергетической стратегии
России”, показывает, что электропотребление к 2005 г. мо-
жет достигнуть уровня 1990 г., а к 2010 г. превысить его на 18-
20 %. Потребность же в газе за это время возрастет на
73 млн. т у.т.

В подобных условиях, если бы ОАО “Газпром”, как и ра-
нее, ограничивалось только поставками газа, это означало бы
потерю значительного дохода, получаемого при непосредствен-
ной реализации потребителям конечного продукта (элек-
троэнергии и тепла), выработанного при использовании при-
родного газа. Поэтому одним из приоритетных направлений
хозяйственной деятельности ОАО “Газпром” является реали-
зация части объема добываемого природного газа не в качестве
топлива, а в виде готового продукта - электрической и тепло-
вой энергии, вырабатываемой на сравнительно небольших эле-
ктростанциях, строительство, наладка и эксплуатация которых
осуществляется непосредственно ОАО “Газпром” или при его
участии.

Кроме названных выше экономических факторов, создание
независимой энергетики имеет чисто технический аспект -
повышение надежности электроснабжения. Как известно, 75 %
всего потребляемого предприятиями России и экспортируемого
газа добывают в суровых климатических условиях Севера Тю-
менской области - на Уренгойском, Ямбургском и Медвежьем
месторождениях. Опыт эксплуатации электрооборудования по-
казывает, что число аварий в северных условиях значительно
превышает аналогичный показатель в условиях средней поло-
сы. В первую очередь это относится к линиям электропередачи.
Проведенные исследования показывают, что в северных усло-
виях среднее время восстановления воздушной линии напря-
жением 110 кВ составляет 800 мин, а среднее время наработки
на отказ - около 1000 ч, что хуже среднестатистических дан-
ных по стране почти в три раза. Отказы линий электропере-
дачи вызваны повышенной ветровой нагрузкой, обледенением
проводов, слабой несущей способностью грунта под опорами.

В ОАО “Газпром” разработана концепция создания на объ-
ектах отрасли сети электростанций на базе современных оте-
чественных электроагрегатов с поршневым и газотурбинным
приводом, работающих на природном газе. Электростанции
максимально приближены к потребителям и обеспечивают на-
дежное электроснабжение предприятий отрасли, а также про-
дажу избытков электроэнергии и тепла сторонним потребите-
лям.

Вопрос массового строительства электростанций собствен-
ных нужд на газовых промыслах и в зоне газопроводов пред-
ставляет сложный комплекс технических проблем, который
можно разбить на три самостоятельные задачи:
Таб ли ца 14.3

Перечень электростанций, разрабатываемых ОАО “Газпром” и рекомендованных к применению на объектах
газовой промышленности

Тип электро- станции и мощность	Вид привода, двигатель	Изготовитель привода	Изготовитель электростанции	Вид топ- лива	кпд, %	Ресурс до капре- монта, тыс. ч	Полный ресурс, тыс.ч
ЭД-200С,	В2 6-й серии	АО “ТМЗ”, г. Екате-	АО “ТМЗ”,	д	35	20	40
0,2 МВт		ринбург	г. Екатеринбург	ГД	34	20	40
АСГД-500,	12 ГЧН 18/20	АО “Звезда”, г. Санкт-	АО “Звезда”,	ГД	37	7	20
0,5 МВт		Петербург	г. Санкт-Петербург	г	35	7	20
ГДГ-500/1500, 0,5 МВт	6ЧН-21/21	АО “Волгодизельмаш”, г. Балаково	АО “Волгодизель- маш”, г. Балаково	г	34	40	80
ЭД-ЮООС,	8ДМ-21Э	АО “ТМЗ”, г. Екате-	АО “ТМЗ”,	д	37	36	85
1 МВт		ринбург	г. Екатеринбург	ГД	35	36	85
ГТЭС-1500-2Г, 1,5 МВт	ГТГ-15000 судовой	АО “Пролетарский завод”, г. Санкт- Петербург	АО “Пролетарский завод”, г. Санкт- Петербург	г	22	50	100
ПАЭС-2500М, 2,5 МВт	Д-ЗОЭУ 3-й серии	АО “Авиадвигатель”, г. Пермь	АО“ Авиадвига- тель”, г. Пермь АО КрТЗ “Констар”	г	22	25	40
ЭГ-2500, 2,5 МВт	ГТД-2,5 судовой	03 “Энергия”, г. Кри- вой Рог		г	29,5- ггд	20	40
ГТЭС-4000, 4 МВт	Д-ЗОЭУ-2 авиаци- онный	АО “Авиадвигатель”, г. Пермь	НПО “Искра”, г. Пермь	г	24,3	20	80
ЭГ-6000, 6 МВт	ДВ 71 судовой	НПП “Машпроект”, г. Николаев	АО “Белэнерго- маш”, г. Белгород АО “ЦКБ Лазурит”, разработчик	г	30,5	10	30
БЭС-9,5, 9,5 МВт	РЛ-14Э авиацион- ный	АО “Моторострои- тель”, г. Самара		г	32 - для привода	15	50
ГТЭС-12, 12 МВт	ПС-90 авиацион- ный	АО “Авиадвигатель”, г. Пермь	НПО “Искра”, г. Пермь	г	34 - для привода	30	50
ГТЭС-20, 20 МВт	АЛ-31 СТЭ авиа- ционный	УМПО, г. Уфа	Фирма “Модуль”, г. Санкт-Петербург	г	35,8	15	45
ГТЭ-25У  25 МВт  П р и ме ча н	ГТУ-25  и е. Г - газ, ГД -	АО “ТМЗ”, г. Екате- ринбург  ’аз/дизельное топливо, /]	АО “ТМЗ” г. Ека- теринбург  - дизельное топливо	г	31,8	25	100
определение эффективных типов энергоисточников;

определение потребности, условий применения и мест раз-
мещения электростанций;

разработка основных технических решений по электро-
станциям и определение экономической эффективности их
применения.

Типы источников электроснабжения, рекомендуемых для
применения на предприятиях ОАО “Газпром”, были разрабо-
таны Управлением главного энергетика в результате выполне-
ния ряда поисковых и исследовательских работ, в том числе:
уточнения областей применения автономных источников элек-
троэнергии на предприятиях отрасли; анализа технических
характеристик существующих и вновь создаваемых энергети-
ческих установок на их соответствие эксплуатационным требо-
ваниям; изучения зарубежного опыта создания и применения
автономных источников электроснабжения.

При разработке ряда типов электростанций учитывались
производственные возможности машиностроительных заводов,
а также современный уровень развития автономных источни-
ков электроэнергии с поршневыми и газотурбинными двигате-
лями и перспективы их дальнейшего совершенствования.

Разработка ряда типов электростанций проводилась с со-
блюдением следующих условий: число типов электростанций
должно быть минимальным, но достаточным для покрытия по-
требностей предприятий ОАО “Газпром”; в ряд включались
серийно выпускаемые агрегаты или такие, для создания кото-
рых выполнены необходимые научно-исследовательские рабо-
ты; показатели двигателей и электростанций на их базе долж-
ны соответствовать современному уровню развития.

В табл. 14.3 приведен перечень электроагрегатов и полно-
комплектных электростанций, создаваемых за счет средств
программы научно-исследовательских и опытно-конструк-
торских работ ОАО “Газпром”. Часть средств уже вложена в
разработку газотурбинных приводов нагнетателей газоперека-
чивающих компрессорных станций (таких как НК-14СТ, АЛ-
31 СТ, НК-36, ПС-90СТ). При выборе типа установки для кон-
кретного энергетического объекта предпочтение будет отда-
ваться образцам с наилучшими технико-экономическими пока-
зателями.
14.4.	ВАРИАНТЫ СХЕМНЫХ РЕШЕНИЙ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ МАЛОЙ МОЩНОСТИ
НА БАЗЕ ГТУ

Технологические схемы зарубежных электростан-
ции малой мощности на базе теплофикационных ГТУ и ПГУ
(с агрегатами единичной мощностью от 1 до 25 МВт) отлича-
ются большим разнообразием. Используются схемы: с водо-
грейным котлом-утилизатором; паровым котлом-утилизатором
для промышленного теплоснабжения, пар из которого направ-
ляется в теплофикационную турбину с противодавлением или
отопительным отбором; паровым котлом-утилизатором, пар из
которого направляется в конденсационную турбину для произ-
водства дополнительного количества электроэнергии. Коэффи-
циент использования теплоты топлива в зарубежных тепло-
фикационных ГТУ составляет более 80 %.

В России уже сегодня существует реальная возможность
разработки и внедрения следующих видов высокоавтоматизи-
рованных экологически чистых модульных энергоустановок
малой мощности на базе авиационных и судовых двигателей:
газотурбинных установок для выработки электроэнергии
мощностью 25 МВт, используемых как аварийные или резерв-
ные электростанции, и установок мощностью 1—25 МВт, ис-
пользуемых как автономные источники электроснабжения от-
даленных районов или отдельных объектов в промышленности
и коммунальном хозяйстве;

газотурбинных теплоэлектроцентралей (ГТУ—ТЭЦ) для
выработки электроэнергии и тепла на отопительные и промы-
шленные цели, существенно сокращающих протяженность
электрических и тепловых сетей;

ПГУ мощностью 25—80 МВт для коммерческой выработки
только электроэнергии;

теплофикационных ПГУ для выработки электроэнергии и
тепла на отопительные или производственные цели с пароси-
ловыми установками малой мощности с противодавлением на
параметры пара 1,4 МПа, Г = 225-320 °С.

Принципиально возможно применение ГТУ для создания
передвижных (сухопутных и водных) электростанций, в том
числе с комбинированной выработкой электроэнергии и тепла,
а также стационарных и передвижных электростанций с оп-
реснительными установками для районов с ограниченным ре-
сурсом питьевой воды.

Широкое применение ГТУ могут найти для реконструкции
Газ

Газ

Рис. 14.2. Тепловая схема ПГУ с конденсационной турбиной:

I - газовая турбина; а - компрессор; аё - камера сгорания; ё редуктор; Еа - глушитель; Е - генератор электрической
энергии; Т - фильтр; 1\1 - деаэратор; Се - водоподготовка; 1\|| - дымовая труба; еёС - подогреватель сетевой воды;
а$ - конденсационный насос; ё 9 - питательный насос; ё I - паровая турбина; а! - конденсатор турбины
существующих ТЭЦ и котельных малой и средней мощности, а
также для собственных нужд промышленных предприятий.
При их реконструкции достигается снижение расхода энерго-
ресурсов на 20~30 % и уменьшается количество вредных вы-
бросов.

На рис. 14.2 в качестве примера приведена тепловая схема
ПГУ с конденсационной турбиной, используемой в электро-
станциях на базе ГТУ.

14.5.	СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ

И ПРОИЗВОДСТВА ОСНОВНЫХ БЛОКОВ

И УЗЛОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

МАЛОЙ МОЩНОСТИ НА БАЗЕ ГТУ

В соответствии с программой конверсии оборонной
техники ряд заводов по производству авиационных газотур-
бинных двигателей наладил производство газотурбинных уста-
новок наземного применения, которые используются в качестве
приводов нагнетателей для газоперекачивающих станций и
приводов генераторов для электростанций единичной электри-
ческой мощностью 1~25 МВт.

В комплект ГТУ входят ГТД с автономными системами уп-
равления, теплоснабжения и охлаждения, редуктор и электри-
ческий генератор с автономными системами управления и ох-
лаждения. В такой комплектности предполагается поставка
заказчикам ГТУ.

В настоящее время ведется разработка и предполагается ор-
ганизовать производство ГТУ мощностью от 1,5 до 25 МВт, что
дает возможность конструировать электростанции практически
любой мощности в диапазоне от 1,5 до 50 МВт и более; однако
большая часть номенклатуры ГТУ еще не достигла стадии
промышленного производства.

В настоящее время мощности моторостроительных заводов
России по производству ГТУ достаточны для удовлетворения
потребностей в ГТУ в ближайшие годы, если все разработки
будут доведены до стадии производства.

Создаваемые ГТД имеют существенные недостатки по тех-
ническим и экологическим характеристикам. К основным недо-
статкам можно отнести следующие:

годовой ресурс работы ГТД составляет лишь 90 % кален-
дарного времени в году, что вынуждает при разработке авто-
номных (не связанных с едиными энергосетями) электростан-
ций резервировать ГТУ. Вследствие этого повышаются капи-
тальные затраты на их создание и, следовательно, снижается
эффективность. Повышение ресурса ГТД может быть обеспе-
чено поддержанием стабильного режима ГТУ, что затрудни-
тельно при сезонных и суточных колебаниях расхода электри-
ческой и тепловой энергии;

ряд операций по профилактике ГТД, например промывку,
приходится выполнять с их частичной разборкой, тогда как
лучшие зарубежные двигатели имеют системы промывки, не
требующие разборки;

ГТД не отвечают экологическим требованиям по содержа-
нию окислов азота в выхлопных газах (50 мг/м3 при работе
на газе и 100 мг/м3 при работе на жидком топливе по ГОСТ
29328-92). В настоящее время величина выбросов для различ-
ных двигателей колеблется в пределах 120-200 мг/м3 при ра-
боте на газе. Решение этой проблемы связано с совершенство-
ванием камеры сгорания (в частности, созданием двухзонной
камеры) и впрыском в камеру сгорания пара или конденсата.

Задачу снижения содержания окислов азота в выхлопных
газах в настоящее время решает ряд моторостроительных за-
водов. Экологические требования по допустимым выбросам
окислов азота могут быть выполнены путем применения уст-
ройств, поглощающих эти окислы на выходе после котлов-
утилизаторов. Наиболее эффективен каталитический метод,
однако стоимость оборудования для его реализации составляет
25~35 % стоимости всей электростанции.

Электрогенераторы. В отечественной промышленности на-
лажено серийное производство электрических генераторов
для комплектации ими ГТУ в диапазоне мощностей от 1 до
12 МВт.

АО “Привод” (г. Лысьва Пермской области) производит
электрогенераторы мощностью 1; 2,5; 4; 6; 12 МВт напря-
жением 6,3 (10,5) кВ. В комплект генератора входят также
системы возбуждения генератора, маслоснабжения и охлажде-
ния. Генератор мощностью 1 МВт имеет наиболее эффектив-
ную систему воздушного охлаждения по разомкнутому циклу.
В остальных генераторах предусмотрена система воздушного
охлаждения по замкнутому циклу. По специальным заказам АО
“Привод” может изготавливать генераторы мощностью 20 и
32 МВт.

Завод “Электросила” (г. Санкт-Петербург) производит ге-
нераторы мощностью 1; 1,2; 1,5 МВт напряжением 6,3 кВ с
воздушным охлаждением по замкнутому циклу. Генераторы с
воздушным охлаждением по разомкнутому циклу более ком-
пактны, чем генераторы с охлаждением по замкнутому циклу.
Они дают возможность в максимальной степени использовать
мощность ГТД в предусмотренном температурном диапазоне
их работы.

Главными направлениями совершенствования электрогене-
раторов для ГТУ являются расширение номенклатуры серий-
ных изделий до 25 МВт мощности, снижение массы и габари-
тов, повсеместное использование воздушного охлаждения по
разомкнутому циклу.

В настоящее время наиболее совершенными считаются ге-
нераторы фирмы ДВЕОТ (США) мощностью 1-12 МВт, на-
пряжением 11,5 кВ.

Котлы-утилизаторы. Тепловой КПД электростанций на
базе ГТУ в значительной мере определяется эффективностью
использования теплоты выхлопных газов ГТД. Основную роль
при этом играют водогрейные паровые котлы-утилизаторы.

Россия имеет богатый опыт разработки и производства раз-
личных типов котлов, в том числе котлов-утилизаторов. В на-
стоящее время котлы-утилизаторы различного назначения и
производительности производят: АО “Белэнергомаш” (г. Белго-
род), заводим. С. Орджоникидзе (г. Подольск Московской обл.),
завод “Красный котельщик” (г. Таганрог Ростовской обл.),
Балтийский завод (г. Санкт-Петербург). Российские котлы об-
ладают хорошими тепловыми характеристиками, но повышен-
ной металлоемкостью по сравнению с лучшими зарубежными
образцами, выпускаемыми в Германии, Финляндии, США.

Дальнейшая утилизация и преобразование теплоты осуще-
ствляются с помощью различных теплообменных аппаратов,
выпускаемых многими заводами России. Эти теплообменники
уступают по металлоемкости и надежности лучшим зарубеж-
ным пластинчатым теплообменникам фирмы “Альфа-Лаваль”
(Швеция). Производство пластинчатых теплообменников наме-
чается организовать на одном из машиностроительных заводов
в Московской обл.

Средства водоподготовки, тепло- и водоснабжения. В на-
шей стране серийно выпускаются системы водоподготовки и
широкая номенклатура питательных насосов, обладающих вы-
сокими технико-эксплуатационными характеристиками. Блоки
водоподготовки производят специализированные заводы, на-
пример, АО НИИТОП (Нижний Новгород), а также котельные
заводы, например, АО “Белэнергомаш”.

Монтаж систем водоподготовки, водоснабжения блоков элек-
тростанции на базе ГТУ, отвода горячей воды и (или) пара
связан с необходимостью изготовления разветвленной сети
трубопроводов различных параметров. Эта сеть трубопроводов
требует изготовления специальной нестандартной трубопро-
водной арматуры (задвижек, вентилей и клапанов, фланцев и
других соединителей, разветвителей и т.п.).

Дожимные газовые компрессоры. Как правило, давление
природного газа в газовых магистралях городов и населенных
пунктов недостаточно для снабжения ГТД, поэтому электро-
станция на базе ГТУ должна быть оборудована специальными
компрессорами, повышающими давление газа, подаваемого в
камеру сгорания ГТД.

Для ГТУ мощностью 1-6 МВт наиболее перспективным яв-
ляется компрессор винтового типа. Разрабатывает и выпускает
такие компрессоры компрессорный завод в г. Казани. Ком-
прессоры для ГТУ мощностью 1,5 МВт выпускает также завод
в г. Сумы (Украина). Для ГТУ большей мощности дожимные
компрессоры серийно не выпускаются.

По требуемому сочетанию производительности и рабочего
давления газа все выпускаемые в России и странах СНГ до-
жимные компрессоры не обеспечивают в полной мере требуе-
мую номенклатуру изделий.

За рубежом дожимные компрессоры выпускаются специали-
зированными фирмами США и Италии для ГТУ любой мощности.

Паровые турбины. Технологические схемы ПГУ предусма-
тривают использование помимо ГТУ также паросиловой тур-
боустановки. В России накоплен достаточный опыт производ-
ства паровых турбин, в том числе турбин сравнительно малой
мощности (от 0,5 до 6 МВт). Производство таких турбин на-
лажено на Калужском турбинном заводе.

Контейнер ГТУ. Жесткие экологические требования шумо-
подавления, связанные с размещением ГТУ непосредственно в
жилых кварталах и производственных зданиях или поблизос-
ти от них, вынуждают помещать ГТД в шумопоглощающий
контейнер (кожух).

Подобные контейнеры (кожухи) серийно не производятся, а
разрабатываются и выпускаются индивидуально под конкрет-
ную ГТУ. При этом далеко не всегда удается обеспечить со-
блюдение экологических требований по шуму - 85 дБ на ра-
стоянии 1 м от кожуха и 45 дБ на расстоянии 100 м от кожуха.

Предприятия авиационной промышленности России имеют
определенный опыт создания звуковой изоляции ГТД при их
использовании на земле. Однако все технические решения ин-
дивидуальны и не ориентированы на серийное производство
контейнеров.

Системы автоматического управления ГТУ и электро-
станций на их базе. Система автоматического управления
включает в себя подсистемы управления ГТД и электрогене-
ратора и входит в комплект ГТУ. При создании на базе ГТУ
электростанции необходимо обеспечить сопряжение этих сис-
тем с другими локальными системами автоматического управ-
ления: дожимным компрессором, котлом-утилизатором, тепло-
обменными агрегатами, системами водоподготовки и водоснаб-
жения, управления паровым турбогенератором (в случае ПГУ)
и т.д. Сопряжение должно обеспечить скоординированную ра-
боту всех агрегатов электростанции, направленную на дости-
жение ею наивысших технико-экономических показателей.
С этой целью должна быть обеспечена прежде всего откры-
тость систем управления двигателем и генератором, поставля-
емым в комплекте ГТУ. Совокупность всех перечисленных
подсистем образует автоматическую систему управления тех-
нологическими процессами электростанцией АСУ ТП, кото-
рая в свою очередь должна быть сопряжена с системами уп-
равления электрическими и тепловыми сетями, посредством
которых электрическая и тепловая энергия передается потре-
бителям.

В связи с тем, что в России опыт создания и внедрения
электростанций малой мощности на базе ГТУ и ПГУ невелик,
практически отсутствует и опыт создания и внедрения АСУ
ТП таких станций. Распространение на эту область энерго-
технологий АСУ ТП крупных электростанций неприемлемо,
поскольку объект управления отличается по техническим ха-
рактеристикам и к тому же типовые технические решения по
автоматизации электростанций с использованием мини-ЭВМ и
определенной элементной базы контрольно-измерительных и
регулирующих приборов морально устарели. Кроме того, сто-
имость АСУ ТП малых электростанций должна быть неизме-
римо меньше, чем крупных станций.

За рубежом, где широко применяются электростанции ма-
лой мощности на базе ГТУ, накоплен значительный опыт их
автоматизации на базе микроЭВМ и программно-логических
контроллеров.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1.	Назовите основные направления развития элек-
тропривода технологических установок нефтяной и газовой
промышленности.

2.	Назовите области применения частотно-регулируемого
электропривода в нефтяной и газовой промышленности (в по-
рядке приоритетности).

3.	Сформулируйте задачи автоматического управления элек-
троприводами исполнительных механизмов буровой установки.

4.	Какие подсистемы могут входить в САУ электротехниче-
ским комплексом буровой установки?

5.	Какими преимуществами обладают цифровые системы
управления электроприводами по сравнению с аналоговыми?

6.	Назовите основные функции микропроцессорной САУ
электроприводом бурового насоса.

7.	Какие структуры могут входить в систему адаптивного
управления электроприводом ротора буровой установки?

8.	С какой целью целесообразно изменять структуру управ-
ляющего устройства электропривода СПА при переходе от
режима ускорения к режиму торможения?

9.	Перечислите задачи, выполняемые системой диагностики
электроприводов.

10.	С какой целью создаются автономные электростанции
малой мощности?

И. Укажите диапазон мощностей электростанций собствен-
ных нужд.

12.	Назовите варианты схемных решений ТЭС малой мощ-
ности на базе ГТУ.

13.	Перечислите основные блоки и узлы электростанций
малой мощности на базе ГТУ.

14.	Какие недостатки имеют ГТД по техническим и эколо-
гическим характеристикам?
МЕНЬШОВ

Борис Григорьевич
(1930-1998)

Б.Г. Меньшов большую часть своей жизни посвятил изуче-
нию проблем повышения надежности и безопасности эксплуа-
тации электрооборудования горной, нефтяной и газовой про-
мышленности.

Окончив с отличием электромеханический факультет Мос-
ковского горного института, Б.Г. Меньшов работал научным
сотрудником в МГИ, а затем доцентом в Московском институ-
те радиоэлектроники и автоматики. В 1971 г. защитил доктор-
скую диссертацию.

С 1972 по 1998 г. заведовал кафедрой теоретической элект-
ротехники и электрификации нефтяной и газовой промыш-
ленности РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Б.Г. Меньшов - крупный ученый, создатель научной школы
“Электротехнические комплексы и системы нефтяной и газо-
вой промышленности” по направлению “Надежность, безопас-
ность II устойчивость электротехнических комплексов и сис-
тем предприятий нефтяной и газовой промышленности”. Под
руководством Б.Г. Меньшова подготовлено более 40 докторов и
кандидатов технических наук. Им опубликовано более 300 на-
учных и методических работ, в числе которых монографии,
учебники и авторские свидетельства.

Профессор Б.Г. Меньшов был дважды удостоен Губкинской
премии, являлся Почетным работником газовой промышленности.

“Электротехнические установки и комплексы в нефтегазо-
вой промышленности” - его последний учебник.

Светлая память о Борисе Григорьевиче Меньшове, замеча-
тельном человеке и крупном ученом, навсегда сохранится в
сердцах знавших его людей.

Группа товарищей и коллектив издательства ''Недра”
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.	Гамазин С,И,, Ставцев В.А., Цырук С.А. Переходные про-
цессы в системах промышленного электроснабжения, обусловленные электро-
двигательной нагрузкой. - М.: Изд-во МЭИ, 1997.

2.	Ильинский Н.Ф., Козаченко В.Ф. Общий курс электропривода. - М.:
Энергоатомиздат, 1992.

3.	Лукьянов Т.П., Егоров Е.П. Техническая эксплуатация электроустано-
вок промышленных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1985.

4.	Меньшов Б.Г., Доброжанов В.И., Ершов М.С. Теоретические основы
управления энергоснабжением промышленных предприятий. - М.: Изд-во
“Нефть и газ”, 1995.

5.	Меньшов Б.Г., Ершов М.С. Надежность электроснабжения газотурбин-
ных компрессорных станций. - М.: Недра, 1995.

6.	Меньшов Б.Г., Моисеев С.Г., Призов А.Д. Электрооборудование техно-
логических установок для сооружения и эксплуатации трубопроводов. - М.:
Недра, 1994.

7.	Меньшов Б.Г., Суд И.И. Электрификация предприятий нефтяной и га-
зовой промышленности. - М.: Недра, 1984.

8.	Меньшов Б.Г., Суд И.И. Электротехнические устройства буровых ус-
тановок. - М.: Высшая школа, 1986.

9.	Меньшов Б.Г., Суд И.И., Призов А.Д. Электрооборудование нефтяной
промышленности. - М.: Недра, 1990.

10.	Михайлов В.В., Жуков Ю.С., Суд И.И. Энергетика нефтяной и газо-
вой промышленности. - М.: Недра, 1982.

И.	Москаленко В.В. Электрический привод. - М.: Высшая школа, 1991.

12.	Моцохейн Б.И. Электротехнические комплексы буровых установок. -
М.: Недра, 1991.

13.	Новая энергетическая стратегия России. - М.: Атомиздат, 1995.

14.	Пирогов Е.В., Зевин М.Б. Монтаж электроустановок во взрывоопасных
зонах. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

15.	Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. - М.:
Недра, 1975.

16.	Правила устройства электроустановок. - С.-Пб.: Изд-во “Деан”, 1999.

17.	Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок
потребителей. - С.-Пб.: Изд-во “Деан”, 1999.

18.	Правила эксплуатации электроустановок потребителей. - С.-Пб.: Изд-
во “Деан”, 1999.

19.	Справочник по автоматизированному электроприводу/Под ред.
В.А. Елисеева, А.В. Шинянского. - М.: Энергоатомиздат, 1983.

20.	Справочник по наладке электрооборудования промышленных предприя-
тий/Под ред. М.Г. Зименкова, Г.В. Розенберга, Е.М. Феськова. - М.: Энер-
гоатомиздат, 1983.

21.	Стратегия развития газовой промышленности России/Под ред.
Р.И. Вяхирева. - М.: Энергоатомиздат, 1997.

22.	Сыромятников И.А. Режимы работы асинхронных и синхронных дви-
гателей. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

23.	Таев И.С. Электрические аппараты управления. - М.: Высшая школа,
1984.

24.	Шпилевой В.А., Гришин В.Г., Болгарцев Г.Е. Электроэнергетика газо-
вой промышленности Западной Сибири/Под ред. В.А. Шпилевого. - М.:
Недра, 1986.
СОДЕРЖАНИЕ

Предисловие....................................................... 3

Введение.......................................................... 5

го исполнения электротехнического оборудования, технологических ус-
тановок и комплексов промышленных предприятий........................ И

1.1.	Организация управления электрохозяйством промышленных
предприятий.......................................................... И

1.2.	Взаимоотношения промышленного предприятия с энергоснабжаю-
щей организацией.................................................... 23

1.2.1.	Общие положения.......................................... 23

1.2.2.	Технические условия на присоединение электроустановок
промышленных предприятий........................................ 25

1.2.3.	Обязанности промышленного предприятия и электроснаб-
жающей организации.............................................. 28

1.2.4.	Расчеты за электропотребление............................ 31

1.3.	Конструктивное исполнение электрооборудования.................. 41

2.	Эффективность использования электроэнергии в электротехнических
установках и комплексах............................................. 48

2.1.	Общие вопросы.................................................. 48

2.2.	Классификация мероприятий по эффективному использованию
электроэнергии...................................................... 49

2.3.	Нормирование электропотребления и применение энергосберега-
ющих технологий..................................................... 53

2.4.	Снижение потерь электроэнергии от проведения организацион-
ных мероприятий..................................................... 55

2.5.	Снижение потерь электроэнергии от проведения технических ме-
роприятий .......................................................... 62

2.6.	Технико-экономическое обоснование выбора типа привода промы-
шленной установки................................................... 73

2.7.	Системный подход к решению вопросов эффективного использо-
вания электроэнергии................................................ 76

3.	Электромеханические переходные процессы в электротехнических си-
стемах нефтегазовых комплексов...................................... 81

3.1.	Общие вопросы.................................................. 81

3.2.	Пуск и самозапуск электродвигателей............................ 83

3.2.1.	Определение параметров электродвигателей по каталож-
ным данным...................................................... 83

3.2.2.	Механические процессы.................................... 86

3.2.3.	Реактивное сопротивление и пусковой ток электродвигате-
лей	 89

3.2.4.	Условия самозапуска двигателей	по	току................... 90

3.2.5.	Нагрев двигателей........................................ 92

3.2.6.	Пуск двигателя от источника соизмеримой мощности......	93
3.3.	Математическое моделирование переходных процессов электро-
приводов............................................................ 95

4.	Электроустановки во взрывоопасных зонах......................... 107

4.1.	Классификация взрывоопасных смесей и	зон..................... 107

4.2.	Взрывозащищенное электрооборудование.......................... 111

4.3.	Выбор электрооборудования для взрывоопасных зон............... 124

5.	Электробезопасность электроустановок........................... 127

5.1.	Общие нормы и защитные меры, определения...................... 127

5.2.	Нормируемые характеристики заземляющих устройств.............. 133

5.3.	Выполнение и расчет сопротивления заземлителя из вертикаль-
ных связанных электродов........................................... 136

5.4.	Зануление..................................................... 140

5.5.	Измерение электрических параметров заземляющих	устройств..	141

6.	Электропривод исполнительных механизмов буровых установок....	145

6.1.	Понятие об электротехническом комплексе буровой установки...	145

6.2.	Электропривод буровых насосов................................. 150

6.3.	Электропривод ротора.......................................... 166

6.4.	Электропривод спуско-подъемного агрегата в режиме	подъема...	173

6.5.	Электромагнитные муфты и тормоза.............................. 186

6.6.	Электропривод спуско-подъемного агрегата в режиме	спуска....	192

6.7.	Автоматические регуляторы подачи долота....................... 199

6.8.	Электрооборудование вспомогательных механизмов буровых уста-
новок ............................................................. 203

6.9.	Основные технические характеристики современных моделей бу-

ровых установок с электрическим и дизель-электрическим приводом ...	207

7.	Электроснабжение буровых установок............................. 213

7.1.	Типовые схемы электротехнических комплексов буровых устано-
вок 	 213

7.2.	Схема внешнего и внутреннего электроснабжения................. 218

7.3.	Выбор основных параметров источников автономного электро-
снабжения.......................................................... 223

8.	Электротехнические комплексы объектов обустройства морских неф-
тегазовых месторождений............................................ 235

8.1.	Общие сведения о морских объектах нефтегазодобычи............. 235

8.2.	Особенности электротехнических комплексов морских буровых
установок.......................................................... 239

8.3.	Требования к электротехническим системам морских объектов
нефтегазодобычи.................................................... 244

8.4.	Электрические нагрузки	морских объектов нефтегазодобычи.....	250

8.5.	Выбор вариантов электроснабжения морских объектов нефтегазо-
добычи ............................................................ 259

9.	Электротехнические комплексы технологических установок насосной
эксплуатации скважин............................................... 264

9.1.	Общие сведения................................................ 264

9.2.	Выбор электродвигателей для станков-качалок и погружных насо-
сов 	 270

9.3.	Электродвигатели и системы управления электроприводами стан-
ков-качалок ....................................................... 275
9.4.	Погружные электродвигатели, станции управления............... 284

9.5.	Электроснабжение станков-качалок............................. 289

9.6.	Электроснабжение установок с ЭЦН............................. 293

9.7.	Энергетические показатели насосной нефтедобычи............... 299

10.	Электротехнические комплексы промысловых компрессорных и на-
сосных станций.................................................... 302

10.1.	Общие сведения.............................................. 302

10.2.	Электропривод технологических установок промысловых ком-
прессорных станций................................................ 303

10.3.	Электропривод технологических установок внутрипромысловой
перекачки нефти и водяных насосных станций системы поддержания
пластового давления............................................... 308

10.4.	Электроснабжение промысловых компрессорных и насосных
станций........................................................... 315

11.	Электротехнические комплексы перекачивающих насосных станций
магистральных нефтепроводов, нефтепродукте проводов и нефтебаз...	322

11.1.	Технологическая схема и оборудование насосных перекачиваю-

щих станций магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов 322

11.2.	Электропривод главных и подпорных насосов................... 327

11.3.	Регулируемый электропривод магистральных	насосов	НПС..	340

11.4.	Вспомогательное электрооборудование нефтеперекачивающих на-
сосных станций.................................................... 350

11.5.	Электрооборудование нефтебаз................................ 354

11.6.	Электроснабжение нефтеперекачивающих	насосных станций....	360

11.7.	Основные направления снижения энергозатрат на транспорт
нефти............................................................. 369

12.	Электротехнические комплексы компрессорных станций магистраль-
ных газопроводов.................................................. 373

12.1.	Технологическая схема и оборудование компрессорных станций
магистральных газопроводов........................................ 373

12.2.	Электропривод центробежных нагнетателей..................... 378

12.3.	Регулируемый электропривод центробежных нагнетателей.......	387

12.4.	Общестанционное и вспомогательное электрооборудование ком-
прессорных станций................................................ 391

12.5.	Электроснабжение электроприводных компрессорных	станций... 397

12.6.	Структура и схемные решения систем электроснабжения газо-
трубных компрессорных станций..................................... 403

12.7.	Основные направления снижения энергозатрат на транспорт га-
за	 417

13.	Электротехнические комплексы газоперерабатывающих	предприятий.	422

13.1.	Техническая и энергетическая характеристики газоперерабаты-
вающих заводов.................................................... 422

13.2.	Особенности электроснабжения газоперерабатывающих предпри-
ятий 	 427

13.3.	Влияние перерывов в электроснабжении на работу технологиче-
ского оборудования................................................ 432

13.4.	Устойчивость узлов электрической нагрузки систем электроснаб-
жения газоперерабатывающих заводов................................ 436

13.4.1.	Основные определения и теоретические	положения.......	436

13.4.2.	Исходные данные и рекомендуемые программные средства
для расчета границ устойчивости............................... 440

13.4.3.	Процедуры расчета границ устойчивости................. 441

13.4.4.	Использование результатов расчетов	устойчивости......	446
14.	Основные направления развития электротехнических комплексов тех-
нологических установок нефтяной и газовой промышленности.......... 451

14.1.	Основные направления развития электропривода технологичес-
ких установок..................................................... 451

14.2.	Задачи автоматического управления электроприводами исполни-
тельных механизмов буровой установки.............................. 456

14.3.	Актуальность проблемы развития средств малой энергетики для
газовой промышленности на базе конвертированных газотурбинных
двигателей........................................................ 468

14.4.	Независимая энергетика ОАО “Газпром”........................ 470

14.4.	Варианты схемных решений электростанций малой мощности на
базе ГТУ.......................................................... 474

14.5.	Состояние разработки и производства основных блоков и узлов
электростанций малой мощности	на базе ГТУ........................ 476

Список литературы................................................. 483